distribution system master plan (2020-2030)
TRANSCRIPT
BHUTAN POWER CORPORATION LIMITED(An ISO 9001:2015, ISO 14001:2015 & OHSAS 18001:2007 Certified Company)
P.O. Box : 580, Yarden LamThimphu, Bhutan (Registered Office)
Website: www.bpc.bt
DISTRIBUTION SYSTEM MASTER PLAN (2020-2030)WANGDUE DZONGKHAG
Distribution and Customer Services DepartmentDistribution Services
Bhutan Power Corporation Limited
2020
DISTRIBUTION SYSTEM MASTER PLAN (2020-2030)
WANGDUE DZONGKHAG
Distribution and Customer Services DepartmentDistribution Services
Bhutan Power Corporation Limited2020
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
i
Table of Contents
List of Tables ........................................................................................................................... iii�Abbreviations ........................................................................................................................... iv�
Definitions ................................................................................................................................. v�1.� Executive Summary ........................................................................................................... 1�2.� Introduction ....................................................................................................................... 2�3.� Objectives of the Master Plan............................................................................................ 3�
4.� Scope of the Distribution System Master Plan ................................................................. 3�5.� Methodology and Approach .............................................................................................. 3�
5.1� Data Collection and Validation .................................................................................... 4�
5.2� Modelling and Mapping............................................................................................... 4�
5.3� Analysis and Identification of System Deficiencies ...................................................... 4�
5.4� Distribution System Planning ...................................................................................... 4�
5.5� Investment Plan ........................................................................................................... 5�
6.� Existing Electricity Distribution Network ........................................................................ 5�
6.1� Overview of the Power Supply Sources ....................................................................... 5�
6.2� Electricity Distribution Lines ....................................................................................... 6�
6.3� Distribution Transformers ............................................................................................ 7�
7.� Analysis of Existing System ............................................................................................... 8�
7.1� Assessment of Power Sources ...................................................................................... 8�
7.1.1� HV Substation ......................................................................................................... 8�
7.1.2� MV Substation ....................................................................................................... 10�
7.2� Assessment of MV Feeders........................................................................................ 10�
7.2.1� Assessment of MV Feeder with Load..................................................................... 11�
7.2.2� Energy Loss Assessment of the MV Feeders .......................................................... 18�
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
ii
7.2.3� Reliability Assessment of the MV Feeders ............................................................. 20�
7.2.4� Single Phase to Three-phase Conversion ................................................................ 25�
7.3� Assessment of the Distribution Transformers ............................................................. 26�
7.3.1� Distribution Transformer Loading.......................................................................... 26�
7.3.2� Asset life of Distribution Transformers .................................................................. 27�
7.3.3� Replacement of Single Phase Transformers ........................................................... 27�
7.4� Power Requirement for Urban Areas by 2030 ............................................................ 28�
8.� Distribution System Planning .......................................................................................... 28�
8.1� Power Supply Sources ............................................................................................... 29�
8.1.1� HV Substations ...................................................................................................... 29�
8.1.2� MV Substations ..................................................................................................... 29�
8.2� MV and LV Lines ...................................................................................................... 29�
8.3� Distribution Transformers .......................................................................................... 30�
8.4� Switching and Control ............................................................................................... 30�
8.4.1� Intelligent Switching Devices ................................................................................ 30�
8.4.2� Distribution System Smart Grid ............................................................................. 31�
9.� Investment Plan ............................................................................................................... 32�10.� Conclusion ........................................................................................................................ 36�
11.� Recommendation ............................................................................................................. 37�12.� Annexure .......................................................................................................................... 40�13.� References ........................................................................................................................ 40�14.� Assumptions ..................................................................................................................... 41�
15.� Challenges ........................................................................................................................ 41�
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
iii
List of Tables
Table 1: MV and LV Line Details ............................................................................................... 6�
Table 2: Total Numbers of Transformers, Installed Capacity and Customers ............................... 7�
Table 3: HV Power Sources ........................................................................................................ 9�
Table 4: MV Power Sources...................................................................................................... 10�
Table 5: Feeder Wise Peak Power Demand of ESD, Wangdue (2016-2019) .............................. 11�
Table 6: Thermal loading of ACSR conductor at different voltage levels................................... 12�
Table 7: Feeder Wise Peak Power Demand Forecast of ESD, Wangdue .................................... 13�
Table 8: Feeders with Poor Voltage Profile (2019, 2025 & 2030) .............................................. 15�
Table 9: Feeders with Poor Voltage Profile (2019, 2025 & 2030) .............................................. 16�
Table 10: Feeder Wise Voltage Improvement ............................................................................ 17�
Table 11: Summary of Total Energy Loss (MU)........................................................................ 18�
Table 12: Feeder Wise Energy Loss (in MU) ............................................................................ 19�
Table 13: Feeder Wise Reliability Indices of ESD, Wangdue .................................................... 21�
Table 15: List of Outlived Transformers ................................................................................... 27�
Table 15: Existing and Proposed Switching Devices ................................................................. 31�
Table 16: Yearly Investment Plans (2020-2030) ........................................................................ 34�
List of Figures
Figure 1: Block diagram for distribution system planning for thematic studies ............................ 3�
Figure 2: Electricity Distribution Schematic Diagram of Wangdue Dzongkhag ........................... 5�
Figure 3: Plot of Feeder Wise Peak Power Demand .................................................................. 12�
Figure 4: Plot of Feeder Wise Peak Power Demand Forecast .................................................... 14�
Figure 5: Plot of Total Energy Loss (MU) ................................................................................. 19�
Figure 6: Feeder Wise Energy Losses (MU) of ESD, Wangdue ................................................. 20�
Figure 7: Feeder Wise Plot of SAIFI & SAIDI of ESD, Wangdue ............................................. 22�
Figure 8: Root causes of interruptions ....................................................................................... 22�
Figure 9: Priority Matrix ........................................................................................................... 32�
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
iv
Abbreviations
BPC: Bhutan Power Corporation Limited
ESD: Electricity Services Division
DSMP: Distribution System Master Plan
GIS: Geographical Information System
SLD: Single Line Diagram
ETAP: Electrical Transient and Analysis
Program
IS: Indian Standard on Transformers
IEC: International Electrotechnical
Commission
DT: Distribution Transformer
TSA: Time Series Analysis
LRM: Linear Regression Method
MV: Medium voltage (33kV, 11kV and
6.6kV (if it exists))
DDCS: Distribution Design and
Construction Standards
kVA: Kilo Volt Ampere
W: Watt
kWh: Kilo Watt Hour
RMU: Ring Main Unit
PHCB: Population and Housing and Census
of Bhutan
BDBL: Bhutan Development Bank Limited
BNB: Bhutan National Bank
RSTA: Road Safety and Transport Authority
RICB: Royal Insurance Corporation Limited
BoB: Bank of Bhutan Limited
USS: Unitized Substation
DMS: Distribution Management System
ADMS: Advanced DMS
SCADA: Supervisory Control and Data
Acquisition
DSCADA: Distribution SCAD
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
v
Definitions
Asset Life: The period of time (or total amount of activity) for which the asset will be
economically feasible for use in a business.
Balanced system: A system is said to be balanced when all phase conductors carry
approximately the same current. For delta systems, this applies to two-phase conductors, and for
three-phase wye systems, this applies to three-phase conductors.
Contingency plan: Power that is needed when regularly used electric generating units are not in
service, such as during short-term emergencies or longer unplanned outages, and during periods
of scheduled maintenance when the units must be shut sown. Short-term backup power is
generally called emergency power. Long-range backup power is often provided for in reserve
sharing agreements.
Capacity: Also known as the power or capability of an electric generating plant. Facilities and
place to serve electric customers. 2) The total amount of electrical energy a power line is able to
transport at any given time (Measured in kVA).
Clearance: The clear distance between two objects measured surface to surface. For safety
reasons, proper clearance must be maintained between power lines and the ground, buildings,
trees, etc.
Critical Value: The value of the random variable at the boundary between the acceptance region
and the rejection region in the testing of a hypothesis.
Distribution line: That part of the electrical supply system that distributes electricity at medium
voltage (33kV, 11kV & 6.6kV) from a transformer substation to transformers or other step-down
devices service customer premises, which finally supply power at the voltage required for
customer use.
Distribution loss: Energy losses in the process of supplying electricity to the consumers due to
commercial and technical losses.
Distribution system: The portion of the transmission and facilities of an electric system that is
dedicated to delivering electric energy to an end-user.
Energy: Delivered power measured in kilowatt-hours (kWh).
Generating station: A plant wherein electric energy is produced by conversion from some
other forms of energy.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
vi
Grid: A system of high-voltage transmission and power-generating facilities that is
interconnected with a number of other bulk power supply agencies on a regional basis. A grid
enables power to be transmitted from areas having a surplus to areas experiencing a shortage. A
grid also eliminates some duplication of costly facilities in a given region.
Investment: the action or process of investing money for certain activities with return and profit.
Lines (electrical supply) - Those conductors used to transmit or deliver electric energy and their
necessary support or containing structures.
Linear Regression Method: In statistical modeling, regression analysis is a set of statistical
processes for estimating the relationships between a dependent variable (often called the
'outcome variable') and one or more independent variables.
Load: 1) A device, or resistance of a device, to which power is delivered in a circuit. 2) The
measure of electrical demand placed on an electric system at any given time.
Load forecasting: The methods used in determining a system's short and long-term growth in
peak load and kilowatt-hour sales by consumers.
Load Growth: The increase in the demand of power required over time.
Marginal Value: Just barely adequate or within a lower Limit.
On line - Term generally used to indicate when a generating plant and transmission line is
scheduled to be in operation. When an operational plant and line is not on line, it is said to be
"down."
Outage - Interruption of service to an electric consumer.
Overload - Operation of equipment in excess of normal, full-load rating, or of a conductor in
excess of rated ampacity that, when it persists for a sufficient length of time, would cause
damage or dangerous overheating. A fault, such as a short circuit or ground fault, is not an
overload.
Optimization: the action of making the best or most effective use of a situation or resource.
Pad-mounted equipment- General term describing enclosed equipment, the exterior of which
enclosure is at ground potential, positioned on a surface-mounted pad. Example: underground
transformers and junction boxes.
Peak demand - The maximum amounts of electricity used by a utility customer at any given
time during the year. The peak is used to measure the amount of electric transmission,
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
vii
distribution, and generating capacity required to meet that maximum demand, even if it occurs
infrequently and only for very short durations.
Peak load - The greatest amount of electricity used during a time period by the consumers in a
utility's system.
Power - The time rate of electric energy in a device or circuit, measured in watts.
Power factor - A measurement of efficiency in the use of electricity. For example: a 100%
power factor would be like a horse pulling a wagon on rails directly forward with no resistance.
If the horse turns and pulls at a right angle to the rails, he may pull just as hard, but his efforts
will not move the car. This would be a zero percent power factor. Now, if he pulls at a 45-degree
angle to the rails, he will pull the car, but not with as high efficiency as if he were pulling straight
down the rails. In the use of electricity, not every kilowatt generated translates into equivalent
horsepower efficiency.
Power grid - A network of generation, transmission and distribution system that are
interconnected
Power quality - The extent to which a utility system is able to maintain its delivery of electric
energy within the tolerable limits of voltage and without outages or other problems with affect a
customer's equipment use.
Power supply - Source of current and voltage.
Reliability - A measure of a utility's ability to deliver uninterrupted electric service to its
customers.
Substation - An electrical facility containing switches, circuit breakers, buses, and transformers
for switching power circuits and transforming power from one voltage to another, or from one
system to another.
Time Series Analysis: The statistical techniques used when several years’ data are available to
forecast the load growth.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
1
1.� Executive Summary
Bhutan Power Corporation Limited is mandated to provide affordable, adequate, reliable and
quality electricity services to the customers through transmission and distribution network
established across the country. Towards realizing the mission, vision and destination statement of
BPC as outlined in the Corporate Strategic Plan (2020-2030), there is a need to carry out
comprehensive studies of the distribution system to address the system deficiencies as the ground
realities are different triggered by technological advancement and economic growth.
The existing distribution networks are modeled and accordingly, the technical evaluation is
carried out adopting the generally accepted load forecasting framework i.e. Time Series Analysis
in conjunction to Linear Regression Method, the power requirement for next ten (10) years are
forecasted. Subsequently, the network capability and the system gaps are identified with
proposed distribution system planning. The investments are proposed (based on the priority
matrix) to address the system inadequacies with the intent to improve the Customer Services
Excellence, Operational and Resource Optimization Excellence, Innovation and Technology
Excellence and Business Growth Excellence.
The single to three-phase distribution network conversion across the country is reproduced in
this report based on the studies carried out by BPC “Technical and Financial Proposal on
Converting Single Phase to Three-Phase Power Supply in Rural Areas”.
The details on the distribution grid modernization are outlined in Smart Grid Master Plan 2019
including the investment (2020-20230). The identification of the system deficiencies and
qualitative remedial measures which would require system automation and remote control as per
the existing and projected load are only outlined in this report.
Similarly, the system study beyond the Distribution Transformers had to be captured during the
annual rolling investment and budget approval.
The ETAP tool is used to carry out the technical evaluation and validate the system
performances. Finally, necessary contingency plans, up gradation and reinforcement plans are
proposed as annual investment plans based on the outcome of the simulation result.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
2
2.� Introduction
The system study is intended to improve the power distribution system in Bhutan by formulating
a comprehensive, national level and district wise DSMP (2020-2030) till 2030 that provides
measures for renewing and reinforcing power distribution facilities. BPC’s distribution system
has grown in size and complexities over the years. While many network additions and alterations
carried out so far were as per the recommendations of the Druk Care Consultancy Study Report
(2006), the ground realities are evermore different now than anticipated during the study. There
is a need to explore opportunities for optimizing the available resources and develop a master
plan for future investments.
Some of the prominent driving factors required for the development of the master plan includes
but not limited to reliable power supply to the customers, reduction of distribution losses,
network capability with the anticipated load growth, optimization of the resources and to develop
annual investment plan.
BPC has never carried out comprehensive system studies to improve the distribution system and
optimize the available resources. The recurring investment plans (annual) is based on the on-site
and field proposals without any technical evaluation being carried out which could have resulted
in preventable and excessive investments. Therefore, proper planning is necessary to improve the
system for optimal usage of resources.
It is also intended that this master plan is to provide general guidance in preparing long-range
system planning. The analysis indicates where up-grades are most likely to be economical and
provides insight into the development of a practical transition from the existing system to the
proposed long-range system. Based on this analysis, recommendations are made for improving
system performance and increasing system capacity for expansion. Periodic reviews of the
master plan will be required to examine the applicability of the preferred plan considering actual
system developments.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
3
3.� Objectives of the Master Plan
The objective(s) of the DSMP (are):
3.1�To carry out the system study of the existing distribution network, forecast and come out
with the comprehensive ten (10) years strategic distribution plan;
3.2�To provide affordable and adequate electricity, reduce losses, improve power quality,
reliability, optimize the resources and gear towards excellent customer services; and
3.3�To come out with annual investment plans.
4.� Scope of the Distribution System Master Plan
Formulation of detailed DSMP (2020-2030) of the Dzongkhag for renewal, reinforcement, and
extension of the power distribution system up to DT.
5.� Methodology and Approach
In order to better understand the existing distribution system and postulate the credible
investment plans; standard framework and procedures had been adopted. However, in the
absence of any standardized procedures in BPC for planning of distribution system, the
following customized procedures detailed in Section 5.1 through Section 5.5and as shown in
Figure 1 are considered to suit BPC’s requirement for developing the DSMP.
Figure 1: Block diagram for distribution system planning for thematic studies
Data Collection and Validating
Modeling and Mapping
Distribution System Planning
Analyze & Identify the System Deficiencies
Investment Plan
As per Existing Load (as on 2019)
As per Forecasted load (2025 &2030)
LOAD FLOW
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
4
5.1�Data Collection and Validation
In order to carry out the detailed studies with greater accuracy, complete and reliable data of the
existing distribution infrastructure is required. Therefore, intensive field investigation was
carried out during the months of April and May (2020) to validate the information that was
collected. The information required for the studies does not confine to the BPC’s internal
distribution network but also the developmental activities of the cross-governmental sectors. The
power arrangement requirements from these developmental activities were also used to forecast
the power demand. The data validation on the distribution system includes the review of all the
power sources, medium voltage lines and transformers with that of GIS data of Environment and
GIS Division and SLD submitted by respective ESDs which is attached as Annexure-1.
5.2�Modelling and Mapping
The feeder wise distribution lines and transformers were modeled and mapped in ETAP tool and
the base case was developed for the existing distribution network. The technical parameters for
the lines and transformers were considered based on IS 2026, IEC 60076 (Details attached as
Annexure-2) to develop the base model. Modeling and Mapping detail is attached as Annexure-
1.
5.3�Analysis and Identification of System Deficiencies
The existing distribution system model was analyzed in the ETAP involving balanced load flow
to figure out the network capabilities against the set distribution standards. The load growth was
projected using the commonly adopted methodology that is LRM in conjunction to TSA which is
based on the historical data and accordingly the behavior of the distribution system was
analyzed, and the system deficiencies were identified. The details on load forecast methodology
is attached as Annexure-3.
5.4�Distribution System Planning
Necessary deterministic and probable distribution system planning methods are proposed to
address the system gaps focusing on reduction of losses, improving the reliability and power
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
5
quality. Accordingly, any contingency plans, up gradation and reinforcement plans are proposed
along with the investment plans incorporating best fit technology.
5.5�Investment Plan
The approved investment plans (from 2020 to 2023) have been validated based on the outcome
of the system studies and accordingly, the yearly investment plans are outlined as per the priority
matrix as detailed in Section 9.
6.� Existing Electricity Distribution Network
6.1�Overview of the Power Supply Sources
The power supply to fifteen (15) Gewogs and towns of Wangdue Dzongkhag is being fed from
66/33/11 kV Lobeysa substation (2x5MVA-66/33kV & 2x5MVA-66/11kV). The basic
electricity distribution network model as seen from the source at Lobeysa is illustrated in the
schematic is predominantly redial as shown in Figure 2.
Figure 2: Electricity Distribution Schematic Diagram of Wangdue Dzongkhag
66kV I/C from Semtokha
2x5MVA 66/11kV
Fdr.-I
Talo/
Nobga
ng
66kV I/C from Basochu
2x5MVA 66/33kV
66kV bus
33kV-
II Wa
ngdue
33kV F
dr.-I
Punak
ha-Ga
sa
33kV-
III Th
inleyg
ang33kV bus11kV bus
Fdr.-I
I Kh
uru
Fdr.-I
II Ho
spital
Fdr.-I
V RBA
Ch
uzoms
a
Fdr.-V
Gasel
o
Statio
n
2x2.5MVA, 33/11kV Phobjikha SS
11kV
Gangp
hel
33kV bus
33kV I/C from Trongsa
11kV
Phobj
ikha
11kV D
ruk
Seed
11kV
Gangt
ey
11kV
Statio
n
66kV bus
11kV (
I) He
pisa
11kV (
III)
Jala-U
la
11kV (
IV)
Mephu
na
5MVA, 66/11kV Basochu SS
Legend:
Transformer
BreakerExisting 11kV Existing 33kV
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
6
All the power supply to Gasa, Wangdue and Punakha Dzongkhags are fed from Lobeysa
substation.
There are thirteen (13) feeders for the customers of Wangdue Dzongkhag operated and
maintained by ESD, Wangdue including the station feeders. The 33kV MV line from Trongsa is
also interconnected at Dungdungnyesa at Nobding and acts as an alternate source to 33/11kV
Phobjikha in addition to 33kV line of Lobeysa substation.
6.2�Electricity Distribution Lines
The quantity of MV and LV lines operated and maintained by ESD, Wangdue is summarized in
Table 1.
Table 1: MV and LV Line Details
33 kV 11 kV Total MV line LV lines* Total length (km) OH UG OH UG
HV
ABC OH UG
HV
ABC OH UG
LV
ABC
248.86 0.05 162.04 15.05 42.06 410.91 15.1 42.06 471.01 173.65 644.66 1,113
*LV line length is as per Power Data Book 2018.
The total MV line length is 468.06 km and the total LV line length is 644.66km. The ratio of LV
to MV line length is 1.38 which reflects a high proportion of power distribution through LV
network. While the ratio of LV to MV line length would vary according to the site conditions, as
a general thumb rule, network ratio of 1.2:1 (LV to MV) should be maintained for optimum
initial capex and the running and maintenance costs. The majority of the MV distribution
network is through 33 kV and 11 kV overhead lines with some network in the town and
protected areas being through underground cables. Since, the Phobjikha is the protected area; the
LV network is also through underground system.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
7
6.3�Distribution Transformers
The number of distribution transformers operated and maintained by the ESD, Wangdue is
tabulated in Table 2.
Table 2: Total Numbers of Transformers, Installed Capacity and Customers
Sl.No. Name of Feeder Voltage Ratio Number of Transformers
Installed capacity (kVA)
Total Customers
1 33kV Khotokha - Phobjikha Feeder II (S20) (Lobeysa S/S)
33/0.415kV 113.00 8,136.00 3,276.00
33/0.240kV 33.00 671.00
2 11kV Feeder III (S30) (Lobeysa S/S) 11/0.415kV 4.00 3,000.00 102.00
3 11kV Feeder IV (S40) (Lobeysa S/S)
11/0.415kV 36.00 7,110.00 2,060.00
11/0.240kV 1.00 16.00
4 11kV Feeder V (S50) (Lobeysa S/S) 11/0.415kV 18.00 5,266.00 2,022.00
5 11kV Feeder I (S100) (Basochu S/S) 11/0.415kV 4.00 1,376.00 132.00
6 11kV Feeder III (S70) (Basochu S/S)
11/0.415kV 31.00 2,280.00 886.00
11/0.240kV 9.00 108.00
7 11kV Feeder IV (S10) (Basochu S/S)
11/0.415kV 9.00 1,757.00 105.00
11/0.240kV 2.00 32.00
8 11 kV Feeder I (S110) (Phobjikha S/S) 11/0.415kV 1.00 125.00 7.00
9 11kV Feeder II (S120) (Phobjikha S/S) 11/0.415kV 1.00 250.00 40.00
10 11kV Feeder III (S80) (Phobjikha S/S) 11/0.415kV 22.00 1,328.00 500.00
11 11kV Feeder IV (S130) (Phobjikha S/S) 11/0.415kV 5.00 579.00 400.00
12 11kV Feeder V (S90) (Phobjikha S/S) 11/0.415kV 17.00 1,564.00 300.00
Total
306.00 33,598.00 9,830.00
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
8
As of June 2019, there were 306 transformers with a total installed capacity of 33,598.00kVA.
As can be inferred from Table 2, the installed capacity of transformer per customer 3.42kVA as
of June 2019. The installed transformers are generally large in capacity and few in number rather
than generally small in capacity and more in numbers.
7.� Analysis of Existing System
Based on the model developed in ETAP for the existing feeder wise distribution network,
analysis of the system was carried out by considering the forecasted load growth from 2020-
2030. The quality of power, reliability and energy loss of the existing network were assessed and
accordingly the augmentation and reinforcement works are proposed which shall be the integral
part of the investment plan. The assessment of MV lines, DTs, power sources, reliability of the
power supply and energy & power consumption pattern are presented from Section 7.1 through
Section 7.4.
7.1�Assessment of Power Sources
The assessments of the capabilities of the power sources were exclusively done based on the
existing (as on 2019) and forecasted load. The source capability assessment had to be carried out
to ascertain the adequacy of the installed capacity against the existing load and the forecasted
load. The source capability assessment had been carried out bifurcating HV and MV substations
as detailed below.
7.1.1� HV Substation
It is forecasted that the peak power demand of Wangdue Dzongkhag is expected to increase from
9.87MW in 2019 to 13.51MW & 16.56MW in 2025 & 2030 respectively. Similarly, it is
forecasted that total peak load of Punakha (including that of Gasa) would increase from 7.64MW
in 2019 to 10.05MW & 12.2MW in 2025 & 2030 respectively against the installed capacity of
20MVA (17MW @ 0.85pf) as detailed in Table 3. The total peak power requirement of the two
Dzongkhags would reach 23.55MW in 2025 and 28.76MW by 2030 surpassing the installed
capacity. With the commissioning of Damji substation, some of the load of Lobeysa substation
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
9
can be relived, but the existing installed capacity will not be adequate as the forecasted load
would reach 28.76MW against the total installed capacity of 25.50MW (30MVA @ 0.85 pf).
Nevertheless, with the completion of Punatsangchu projects (scheduled to be complete by 2024-
2025-PHPA-I and 2022 for PHPA-II), some of the load can be also catered from the 66/33/11kV,
2x12.5MVA Gewathang substation. Similarly, 33/11kV, 5xMVA substation each in Dam and
Power House constructed for the projects would be available. Therefore, the power requirement
for customers of Wangdue, Punakha and Gasa can be adequately met from Damji, Lobyesa and
Gewathang substations.
Currently, the customers of the PHPA-II are fed from 11kV feeder III of Basochu substation and
the circuit length is longer, and the power supply is also unreliable. Therefore, entire customers
of Adha, Rukha, Taksha and Silly of Daga Gewog till Kamichu can be fed from this substation
instead of Basochu.
The PHPA-I substation at Bjemethangka can be interconnected with the 11kV feeder IV of
Lobeysa and supply the power to the customers of Gaselo and town area. However, due to longer
circuit length and rugged terrain there will be reliability issue with the feeder. Therefore, should
Lobeysa 11kV feeder IV fails, the power can only be arranged from PHAPA-I substation.
Table 3: HV Power Sources
Sl.No. Power Source Dzongkhag Installed Capacity
(MVA) Total Forecasted Load
Growth (MW)
MV MW* 2019 2025 2030
1 66/33kV, 2x5MVA Lobeysa SS
Punakha 10 8.5
3.35 4.44 5.37
2 Wangdue 3.47 4.84 5.97
3 66/33kV, 2x5MVA Damji SS Gasa 10 8.5
Total 33kV 20 17.00 6.82 9.28 11.34
1 66/11kV, 2x5MVA Lobeysa SS
Punakha 10 8.5
4.29 5.6 6.83
2 Wangdue 6.40 8.67 10.59
Total 11kV 10 8.5 10.69 14.27 17.42
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
10
Sl.No. Power Source Dzongkhag Installed Capacity
(MVA) Total Forecasted Load
Growth (MW)
MV MW* 2019 2025 2030
Total (11kV +33kV) 30 25.50 17.51 23.55 28.76
*PF of 0.85 is considered to compute the real power for study purpose.
7.1.2� MV Substation
Currently, Wangdue has 33/11kV, 2x2.5MVA substation at Phobjikha. In the absence of feeder
peak load for the outgoing 11kV feeders of 33/11kV, 2x2.5MVA Phobjikha substation, the load
of 33kV incomer has been redistributed to the five 11kV outgoing feeders based on the number
of customers connected to the respective feeders. Considering that above framework holds true,
the Phobjikha substation would be adequate to cater the load till 2030 as is evident from Table 4.
Table 4: MV Power Sources
Sl.No. Feeder Name Installed Capacity Forecasted Peak Load (MW)
MVA MW* 2019 2025 2030
1 11kV Station Feeder I
5 4.25
0.01 0.01 0.01
2 11kV School Feeder II 0.04 0.06 0.07
3 11kV Gangphel Feeder III 0.6 0.84 1.03
4 11kV Drukseed Feeder IV 0.41 0.57 0.71
5 11kV Gangtey Feeder V 0.33 0.45 0.56
Total 5 4.25 1.39 1.93 2.39
7.2�Assessment of MV Feeders
Feeder wise planning is necessary to ensure that the power delivery capacity, power quality and
reliability requirements of the customers are met. In distribution system, capacity assessment of
existing MV feeders is important to ensure that feeders are adequate to transmit the peak demand
of the load connected to the feeders. Particularly, the capacity assessment of the feeders enables
identification of feeders that require reinforcement and reconfiguration works.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
11
The behavior of the MV feeders are assessed based on the existing and forecasted load, feeder
wise energy loss, reliability, and single to three-phase line conversions which are outlined
vividly in Section 7.2.1 through Section 7.2.4. Further, recognizing that the asset life of the
distribution system is thirty years (30), our system should be able to handle the load growth
(peak demand) for next 30 years. Therefore, it is equally important to consider the asset life of
the system in addition to the assessment of the system in different time horizons.
7.2.1� Assessment of MV Feeder with Load
The feeder wise peak power consumption was compiled based on the historical data. The array
of daily and monthly peak demand was sorted to obtain the annual peak demand. The feeder-
wise historical peak demand recorded at the source is presented in Table 5 and the
corresponding feeder-wise annual load curve is presented in Figure 3.
As the peak load records of 33/11kV outgoing feeders were not available (in the absence of the
feeder meter), the peak load data recorded at the HV substations were used for the study.
However, in order to carry out the system studies for the outgoing feeders of the MV substations,
the peak loads of the feeder were prorated and redistributed according to the peak load of the
transformers (as of 2019) and accordingly the simulations were carried out.
Table 5: Feeder Wise Peak Power Demand (2016-2019)
Sl.No. Feeder Peak Load Consumption Pattern (MW)
2016 2017 2018 2019
1 33kV Phobjikha Feeder II 2.93 2.89 3.06 3.47
2 11kV Rinchengang Feeder III 0.30 0.30 0.34 0.36
3 11kV Gaselo Feeder IV 1.76 1.76 1.84 1.92
4 11kV Bajo Town Feeder V 1.86 2.40 2.48
5 11kV Hebesa Feeder I 0.05 0.05 0.159
6 11kV Jalla Ulla Feeder III 1.11 1.14 1.23 1.27
7 11kV Rurichu Feeder IV 0.08 0.10 0.17 0.21
Total 6.18 8.10 9.09 9.87
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
12
Figure 3: Plot of Feeder Wise Peak Power Demand
As can be inferred from Figure 3, the feeder wise peak load has grown steadily from 6.18MW in
2016 to 9.87MW in 2019.
The assessment of the feeder is carried out based on the following aspects:
a)� System study: Existing load
b)� System study based on forecasted load: 2025 & 2030 scenario
a)� System Study (Existing Load)
Based on the peak load (2019-2020) and the thermal capacity of the line, the load flow and
accordingly the assessment of the feeder was carried out. The simulation result shows no
abnormality and the ampacity capability of the feeders will be within the range with the existing
load. The thermal capacity of the different conductor sizes is as shown in Table 6.
Table 6: Thermal loading of ACSR conductor at different voltage levels.
Sl. No. ACSR Conductor Type Ampacity of Conductor MVA rating corresponding
to the Ampacity
33 kV Voltage Level 1 RABBIT 193 11.031
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
13
Sl. No. ACSR Conductor Type Ampacity of Conductor MVA rating corresponding
to the Ampacity
2 DOG 300 17.146 3 WOLF 398 22.748
11 kV Voltage Level 1 RABBIT 193 3.677 2 DOG 300 5.715 3 WOLF 398 7.582
Ampacity (thermal loading) of the lines have been calculated based on IS 398 (Part-II): 1996 for
maximum conductor temperature 85°C for ACSR conductors considering an ambient
temperature of 40°C.
The ampacity of all the feeders would be within the permissible range with the existing load
however, the 11kV Bajo Town feeder would exceed the thermal limit of the conductor
marginally as it is forecasted to reach 3.93MW by 2030. However, degree of the feeder loading
has to be closely monitored as the accuracy of the forecasted load would deviate more in the
distant future.
b)� System Study with Forecasted Load (2025 and 2030)
The peak power demand from 2016-2019 has been considered to forecast the peak power
demand for the next 10 years (2020-2030) as shown in Table 7 and Figure 4 adopting the
commonly practiced methodology of LRM and TSA with the help of ETAP. The detailed load
simulation result is attached as Annexure-4.
The time series load forecast suggests that the peak load requirement of Wangdue would increase
to 13.51MW & 16.56MW by 2025 & 2030 respectively.
Table 7: Feeder Wise Peak Power Demand Forecast of ESD, Wangdue
Sl.No. Feeder Name
Circuit Length
(km)
Total Transformer
Installed Capacity
(kVA)
Feeder Load (MW)
2019 2025 2030
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II 248.91 146.00 8,807.00 3.47 4.84 5.97
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
14
Sl.No. Feeder Name
Circuit Length
(km)
Total Transformer
Installed Capacity
(kVA)
Feeder Load (MW)
2019 2025 2030
2 11kV Rinchengang Feeder III 4.47 4.00 3,000.00 0.36 0.48 0.58
3 11kV Gaselo Feeder IV 37.24 37.00 7,126.00 1.92 2.35 2.71
4 11kV Bajo Town Feeder V 15.24 18.00 5,266.00 2.48 3.27 3.93
5 11kV Hebesa Feeder I 9.97 4.00 1,376.00 0.16 0.47 0.75
6 11kV Jala Ula Feeder III 84.78 40.00 2,388.00 1.27 1.62 1.90
7 11kV Rurichu Feeder IV 16.35 11.00 1,789.00 0.21 0.49 0.72
8 11kV Station Feeder I 0.01 1.00 125.00 There is no data for these
feeders as it is the outgoing feeders of unmanned 33/11kV,
5MVA Phobjikha substation
9 11kV School Feeder II 0.05 1.00 250.00
10 11kV Gangphel Feeder III 29.64 22.00 1,328.00
11 11kV Drukseed Feeder IV 5.52 5.00 579.00
12 11kV Gangtey Feeder V 15.88 17.00 1,564.00
Overall Total 468.06 306.00 33,598.00 9.88 13.51 16.56
Figure 4: Plot of Feeder Wise Peak Power Demand Forecast
Although it is conclusive that the existing MV lines are adequate to evacuate the power if
assessed independently, the voltage profile would go below the standard accepted range of (±)
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
15
10% should the existing network supply the forecasted load as tabulated in Table 8. The load
carrying capacity of a feeder is determined by the line length and degree of load connected in
addition to other parameters (e.g., ampacity).
Table 8: Feeders with Poor Voltage Profile (2019, 2025 & 2030)
Sl. No. Name of Feeder Conductor Length
(km)
End Voltage
(kV)
% Variation
Load (MW)
2019 2025 2030
A 2019 No voltage profile issues
B 2025
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II W/D/R 248.91 28.80 13% 2.09 2.91 3.59
2 11kV Gaselo Feeder IV D/R 37.24 9.88 10% 1.92 2.35 2.71
C 2030
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II W/D/R 248.91 27.75 16% 2.09 2.91 3.59
2 11kV Gaselo Feeder IV D/R 37.24 9.71 12% 1.92 2.35 2.71
The 33kV and 11kV feeders which are reflected in the table above would violate the voltage
profile with the current loading (as of 2019) and the forecasted load till 2030. Details on each of
the feeders with proposal for improving the voltage profile is as follows:
a)� 33kV Khotakha/Phobjikha Feeder II
The Khotakha/Phobjikha feeder has circuit length of 248.91km constructed on wolf
(22.24km), Dog (130.61km) and Rabbit (111.85km) conductors with 3,276.00 customers
connected as on 2019. Most of the loads connected to this feeder are rural customer and
therefore, the connected loads are assumed to be static/impedance load (90%) in nature. The
simulation results show that the voltage magnitude at the end of the feeder in 2025 would be
13% and 16% in 2030. The existing circuit length (22.24km on Wolf, 103.6km on Dog and
111.85km on Rabbit) can carry quality power if the feeder is loaded less than 1MW of
power. Nevertheless, with the available provision of increasing the voltage level from the
power transformer (±10%) and ±5% at DT level, the voltage profile would be within the
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
16
range. The above simulation result is based on if the power supply for Phobjikha is arranged
from Trongsa.
b)� 11kV Gaselo Feeder IV
The Gaselo feeder has 15.24km constructed with 2060 customers connected as on 2019.
Most of the loads connected to this feeder are rural customers without any industries and
therefore, the connected loads are assumed to be static/impedance load (90%) in nature. The
simulation results show that the voltage magnitude at the ends of the feeder in 2025 would be
10.18% below the nominal range and would worsen as the load is forecasted to grow in 2030.
It is expected that the voltage drop would be 12% in 2030. Nevertheless, with the available
provision of increasing the voltage level from the power transformer (±10%) and ±5% at DT
level, the voltage profile would be within the range.
Table 9: Feeders with Poor Voltage Profile for outgoing feeders of Phobjikha substation
Sl.No. Name of Feeder End Voltage (kV) % Variation
Normal Regulated Normal Regulated
A 2025
Voltage at the Phobjikha substation 85.00% 90.00% 15.00% 10.00%
1 11kV Station Feeder I 85.01% 90.99% 14.99% 9.01%
2 11kV School Feeder II 84.99% 90.97% 15.01% 9.03%
3 11kV Gangphel Feeder III 82.96% 88.83% 17.04% 11.17%
4 11kV Drukseed Feeder IV 83.35% 89.24% 16.65% 10.76%
5 11kV Gangtey Feeder V 83.10% 88.98% 16.90% 11.02%
B 2030
Voltage at the Phobjikha substation 81.43% 87.16% 18.57% 12.84%
1 11kV Station Feeder I 81.41% 87.16% 18.59% 12.84%
2 11kV School Feeder II 81.43% 87.00% 18.57% 13.00%
3 11kV Gangphel Feeder III 78.96% 84.57% 21.04% 15.43%
4 11kV Drukseed Feeder IV 79.73% 85.26% 20.27% 14.74%
5 11kV Gangtey Feeder V 79.13% 84.75% 20.87% 15.25%
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
17
In normal scenario, the power is being fed from the existing 33kV Khotakha/Phobjikha
feeder. Should there be any power interruptions in Lobeysa, the power supply can be also
arranged from Trongsa. However, due to longer circuit line length and more loads connected
to the feeder, voltage drop would be below the permissible range. The simulation result
shows that the voltage profile will be as low as 15.43% in 2030 for 11kV Gangphel Feeder.
However, the voltage profile would be within the range as the load connected and the circuit
length is shorter when power supply is arranged from Trongsa.
Knowing the degree of significance of quality of power (voltage profile), it is inevitable that
voltage regulation be maintained within the permissible range which is required as per the
distribution code and the requirement of the end user appliances. Therefore, the feeders
whose voltage regulation aren’t within the permissible range due to existing or forecasted
load would be corrected as detailed in table Table 10.
Table 10: Feeder Wise Voltage Improvement
Sl.No. Name of Feeder Before After
Remarks Voltage (kV)
% Variation
Voltage (kV)
% Variation
A 2025
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II
28.80 13% 29.70 90% Tap of PT utilized
2 11kV Gaselo Feeder IV 9.88 10% 10.56 96% Taps of PT & DT can be used
B 2030
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II
27.75 16% 28.76 87.16% Tap of PT utilized
2 11kV Gaselo Feeder IV 9.71 12% 10.23 93% Taps of PT & DT can be used
Even with the proposal to change the conductor size would not result significant
improvement in voltage profile due to longer circuit line length and magnitude of load
connected. Therefore, techno-commercial analysis on the different types of mechanism to
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
18
improve the voltage profile should be explored as some of the literature reviews indicates
that AVR would be economical and technically feasible over the other alternatives (resizing,
capacitor banks etc.) if it is exclusively meant for improving the voltage profile. Therefore,
it is proposed to install AVR (2/3 of the circuit line length) at strategic locations as
identified.
7.2.2� Energy Loss Assessment of the MV Feeders
Energy losses in the distribution network are inherent as the power transmission and distribution
system are associated with the transformers and lines. However, it is crucial to maintain the
energy loss at an optimal level by engaging in timely improvement of the distribution
infrastructures and not reacting to the localized system deficiencies. The objective of the energy
loss assessment is to single out the feeder (s) with maximum loss (es) and put in additional
corrective measures to minimize to the acceptable range.
To carry out the assessment, the energy sales, purchase and loss is as tabulated in Table 11 and
as shown in Figure 5.
Table 11: Summary of Total Energy Loss (MU)
Sl. No. Particulars 2014 2015 2016 2017 2018 Average
(MU)
1 Total Energy Requirement (MU) 65.57 68.60 68.86 68.09 66.93 67.61
2 Total Energy Sales (MU) 60.60 63.45 64.81 64.05 63.55 63.29
3 Total energy loss (MU) 4.97 5.15 4.05 4.03 3.38 4.32
i) Total Loss (%) (1-2) including HV Customers 7.59% 7.50% 5.88% 5.92% 5.05% 6.39%
ii) Loss excluding HV industries (%) 18.96% 18.99% 14.98% 14.62% 12.27% 15.97%
Generally, the system loss (MV & LV) is 8.9% and any loss more than this for the distribution
network would require in-depth study. An independent study carried out by 19 ESDs for 38
feeders in 2017 (two feeders each in ESD with more loss) showed that average of 6.84% is due
to technical loss. The study also showed that loss pattern was never consistent because of variant
characteristics of distribution network and loading pattern.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
19
The average energy loss of the entire feeder is 15.97% (4.32 million units on average) from 2014
to 2018. The energy loss has drastically reduced from 18.96% in 2014 to 12.27% in 2018. ESD
has to focus more on reducing the commercial loss as it has contributed almost 50% of the entire
energy loss of the Dzongkhag.
Figure 5: Plot of Total Energy Loss (MU)
As the feeder wise energy record was not available, the energy loss was re-distributed based on
the number of customers connected and circuit line length and accordingly the feeder wise
energy loss was computed as tabulated in Table 12 and Figure 6. It indicates that 33kV
Khotakha-Phobjikha, 11kV Bajo town and 11kV Gaselo feeders had contributed the major
portion of the energy loss of ESD, Wangdue. More or less, these feeders have more circuit length
and customers than the other feeders.
Table 12: Feeder Wise Energy Loss (in MU)
Sl.No. Name of Feeder Circuit
Length (km) 2014 2015 2016 2017 2018 Average
1 33 kV Khotokha/Phobjikha Feeder II 248.91 1.40 1.45 1.14 1.13 0.95 1.21
2 11kV Rinchengang Feeder III 4.47 0.01 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01
3 11kV Gaselo Feeder IV 37.24 1.00 1.03 0.81 0.81 0.68 0.86
4 11kV Bajo Town Feeder V 15.24 1.29 1.34 1.05 1.05 0.88 1.12
5 11kV Hebesa Feeder I 9.97 0.05 0.06 0.04 0.04 0.04 0.05
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
20
6 11kV Jala Ula Feeder III 84.78 0.52 0.54 0.42 0.42 0.35 0.45
7 11kV Rurichu Feeder IV 16.35 0.11 0.12 0.09 0.09 0.08 0.10
8 11kV Station Feeder I 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
9 11kV School Feeder II 0.05 0.15 0.15 0.12 0.12 0.10 0.13
10 11kV Gangphel Feeder III 29.64 0.29 0.30 0.24 0.24 0.20 0.25
11 11kV Drukseed Feeder IV 5.52 0.06 0.06 0.05 0.05 0.04 0.05
12 11kV Gangtey Feeder V 15.88 0.09 0.09 0.07 0.07 0.06 0.08
Total 4.97 5.15 4.05 4.03 3.38 4.32
Figure 6: Feeder Wise Energy Losses (MU) of ESD, Wangdue
7.2.3 Reliability Assessment of the MV Feeders
Today’s emphasis in the power sector has shifted to providing reliable power supply as
electricity itself is positioned as one of the essential needs. However, improving reliability comes
with its inherent costs as it involves embracing additional preventive and corrective measures
leading to substantial up-front capital investment. Any major reliability improvement strategies
need to be adopted only after carefully understanding the costs involved and the benefits that will
be accrued from implementing such strategies. Failure rate, repair time and restoration time are
some important parameters defining reliability. Reducing the values of one or more of the above
parameters can improve reliability considerably.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
21
In addition to ensuring that the MV feeders have the required capacity, it is also very important
to ensure that the MV feeders are reliable. In order to assess the reliability of the distribution
system, the historical data was referred. The yearly (2017-2019) feeder reliability indices
summary is compiled as tabulated in Table 13 and details used to derive such summary is
attached as Annexure-5. The interruptions with less than five minutes were omitted from the
computation. The actual records (both within and beyond ESDs control) were considered for
actual representation to compute the reliability indices. The average reliability indices viz. SAIFI
& SAIDI compiled from 2016-2019 are 81.71 & 78.12 which is exceptionally high.
Table 13: Feeder Wise Reliability Indices of ESD, Wangdue
Sl.N
o.
Yea
r
Rel
iabi
lity
Indi
ces *
33 k
V
Kho
tokh
a/Ph
obj
ikha
Fee
der
II
11kV
R
inch
enga
ng
Feed
er II
I
11kV
Gas
elo
Feed
er IV
11kV
Baj
o T
own
Feed
er
V
11kV
Heb
esa
Feed
er I
11kV
Jal
a U
la
Feed
er II
I
11kV
Rur
ichu
Fe
eder
IV
1 2016 SAIFI 90.42 0.00 25.81 7.99 0.05 4.70 0.49
SAIDI 67.61 0.00 15.83 28.64 1.05 8.50 0.35
2 2017 SAIFI 71.62 0.03 10.33 8.54 0.15 7.46 0.58
SAIDI 53.17 0.19 8.45 5.82 0.21 7.80 0.42
3 2018 SAIFI 9.40 0.02 4.41 1.59 0.12 1.17 0.26
SAIDI 21.61 0.01 8.57 2.43 0.26 2.90 0.52
Overall total
SAIFI 57.15 0.02 13.10 6.04 0.11 4.44 0.44
SAIDI 47.47 0.07 10.79 12.30 0.51 6.40 0.43
Average Reliability of Wangdue Dzongkhag SAIFI 81.71 SAIDI 78.12
*The interruptions with interruption duration less than five minutes are omitted
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
22
Figure 7: Feeder Wise Plot of SAIFI & SAIDI of ESD, Wangdue
As is evident from Table 13 & Figure 7, the reliability of the Wangdue Dzongkhag has steadily
improved which perhaps would be due to reinforcement, realignment and more importantly due
to re-configuration of distribution network.
The above summary (compiled from 2016-2018) indicates that the 33kV Phobjikha/Khotakha,
11kV Gaselo, 11kV Bajo town and 11kV Jala Ula feeders sustained more interruptions compared
to the other feeders. The primary root causes of the power interruptions are attributed HT fuse
replacement (75%), followed by maintenance (15%) and over current and earth faults (7%).
Figure 8: Root causes of interruption
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
23
There are switching devices (ARCBs and LBS) installed in these feeders for better operation and
maintenance flexibility. In order to address the reliability issue of the feeders, following remedial
and corrective measures are proposed:
a) 33kV Phobjikha/Khotakha Feeder
The circuit length of this feeder is 248.91km and passes through thick vegetation and rugged
terrain. The feeder recorded SAIFI & SAIDI of 57.15 & 47.47 respectively and has sustained
the maximum interruptions compared to other feeders. However, it is encouraging to report
that the reliability indices have improved significantly which has resulted due to realigning
some of the challenging sections of the feeder and arranging the alternative sources from
Trongsa.
�� Installation of more and smart switching devices
Due to many spur lines protruding from the main feeder, fault finding is the key. Therefore,
to locate the fault instantly and to isolate the faulty from healthy network it is proposed to
install more and smart switching devices like ARCBs (5 numbers at different T-Offs of
Wachey, Chuzomsa, Shobla, Chuserbu, Rabuna, Nahi, Sha-Ngawang, Khotokha, and
Rubesa), Sectionalizers and FPIs.
b) 11kV Gaselo Feeder
This feeder has circuit length of 37.24km and passes through thick vegetation and rugged
terrain especially in the rural areas similar to that of Phobjikha feeder. The reliability indices
had also improved a lot in the last three years. The SAIFI & SAIDI were 25.81 & 15.83 in
2016 which had reduced to 4.41 & 8.57 in 2018 respectively. Although, the reliability of
Gaselo feeder is comparatively better compared to Phobjikha feeder, it still requires remedial
and corrective measures to improve further.
�� Installation of more and smart switching devices
Due to many spur lines protruding from the main feeder, fault finding is the key. Therefore,
to locate the fault instantly and to isolate the faulty from healthy network it is proposed to
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
24
install more and smart switching devices like ARCBs (2), Sectionalizers (1 no.) and FPIs (2
nos).
c) 11kV Bajo Town Feeder
This feeder has a circuit length of 15.24km and this feeder is the most loaded feeder of all the
feeders as it caters power supply to Bajo town, part of old town and RBA areas. The
reliability indices had also improved a lot in the last three years. The SAIFI & SAIDI were
7.99 & 28.64 in 2016 which had reduced to 1.59 & 2.43 in 2018 respectively. The reliability
of Gaselo feeder is comparatively better when compared to the average reliability indices of
Wangdue Dzongkhag for last three years.
d) 11kV Jala Ula Feeder
This feeder has the longest 11kV circuit length (84.78km) and passes through thick
vegetation and rugged terrain. The reliability indices had also improved a lot in the last three
years. Although, the reliability indices of this feeder are within the set target, the feeder has
fluctuating data.
The feeder has two ARCBs installed at Pinsa & Basochu and two numbers of LBS at Baychu
and Kamichu. The ARCBs are basically not functioning as intended thus affecting the entire
customers connected to the feeder.
�� Installation of more and smart switching devices
Due to many spur lines protruding from the main feeder, fault finding is the key. Therefore,
to locate the fault instantly and to isolate the faulty from healthy network it is proposed to
install more and smart switching devices like ARCBs (2), Sectionalizers (1 no.) and FPIs (2
nos).
e)� 11kV Feeder IV from Bashochu and Lobeysa
11kV line from Basochu substation is extended till Tapchakha and 11kV line from Lobeysa
substation caters power supply till Upper Shingkay. It is proposed to construct an
interconnection line of 3km as a contingency plan which would enable to arrange power
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
25
supply from Basochu till Gesola and Hesothangka in case the power supply is interrupted in
Lobeysa.
7.2.4� Single Phase to Three-phase Conversion
BPC during the RE expansion programs considered for low-load remote and rural homes with
two of the three-phases of the MV designed with single phase transformers. However, with the
adoption of mechanized agricultural machinery, the requirement of three-phase power to cater
these loads is gaining an importance even in the rural areas. Therefore, R&DD, BPC in 2017 has
carried out the “Technical and Financial Proposal on Converting Single Phase to Three-phase
Supply” to come out with the alternatives for providing three-phase power supply where there
are single phase power supplies. It was reported that while all the alternatives required the third
conductor of the MV system to be extended on the existing poles following three proposals along
with the financial impact were proposed:
a)� Alternative -I
It was proposed to replace all the single-phase with three-phase transformers and this option
as contemplated as not feasible as a replacement by three-phase transformers and distribution
boards will lead to idle storage of single phase transformers of BPC.
b)� Alternative -II
It was proposed to utilize the existing single-phase transformers to form three-phase
transformations along with the additional purchase of three-phase transformers and additional
pole structures. Further, single phase transformers of identical make, type, and rating can be
only used to make three-phase power available.
c)� Alternative -III
Option 3 is found to be a techno-commercially viable alternative as the lines can be easily
upgraded to three-phase by constructing third conductor on existing pole structures. The
transformer can be upgraded from single phase to three-phase as and when the demand for 3-
phase supply comes. The line up-gradation across the country would amount to Nu. 96.67
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
26
million (Detail in Annexure-6) excluding the cost of three-phase transformers which have to
be procured on need-basis, rather than one-time conversion in general.
The total single-phase line length required to be converted to three-phase in the Dzongkhag is
30.71 km and the estimate for such conversion would require Nu. 4.58 Million.
As the single phase to three network conversions is a demand-driven planning, conversions
works shall be carried out based on the demand from the customers which would be more
techno-commercially viable alternatives. Therefore, considering the anticipatory conversion
requirement, the conversion of networks is proposed in the later stage of the DSMP.
7.3�Assessment of the Distribution Transformers
The total number of distribution transformers operated and maintained by the ESD is tabulated in
Table 2.
7.3.1� Distribution Transformer Loading
The DTs are one of the most critical equipment of the distribution network and assessment of
loading pattern along with the remaining asset life are crucial to ascertain the adequacy and
performance of the transformer. The capability evaluation is based on historical peak load
loading pattern and forecasted peak load growth of the feeder.
As per the peak loading pattern, some of the existing transformer capacities would not be
adequate to cater the forecasted load growth for next ten (10) years. Assuming that the load
growth of the rural homes is not expected to grow similar to that of urban dwellings, it is
strongly recommended to closely monitor the actual load growth and accordingly plan remedial
measures for those transformers. Nevertheless, considering the actual site-specific growth rate
and judgment of the field offices, it is recommended to propose for up-gradation on need basis.
The DTs of the urban areas which would be overloaded as predicted would demand to up-grade
their transformer capacities.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
27
7.3.2� Asset life of Distribution Transformers
The DTs are one of the most critical equipment of the distribution network. Therefore,
assessment of existing loading pattern together with the remaining asset life is crucial to
ascertain its capabilities to cater the projected load growth. The life cycle of transformer and its
mapping provides the clear information for its optimal utilization and development of an asset
replacement framework. As listed in Table 15, for the DTs that outlived its asset life expectancy,
proper evaluation and testing should be prerequisite for their continued utilization.
Table 14: List of Outlived Transformers
Sl. No.
Name of Location
Capacity (kVA) Unit Qty Cap.Date No. of Years put
to use Transformer Sl.
No.
1 Rukubji 25 No 1 1986 33 NA
2 Nyelekha 50 No 1 1968 51 C 6043/68
3 Maspoto 63 No 1 1993 26 S/4044
4 Tokha 63 No 1 1970 49 184-06
5 Gumina 100 No 1 1987 32 86BD-160/1
6 Petakap 315 No 1 1990 29 185-07
7 Tashila Ropeway 125 No 1 1988 31 S/3634
8 Bhutan Telecom 250 No 1 1986 33 81 FD-010/67
9 DIWC, Tshokona 315 No 1 1990 29 188-05
10 RNRC, 250 No 1 1994 25 94DD-083/08
Total
10
7.3.3� Replacement of Single Phase Transformers
As discussed in the “Single Phase to Three-phase Conversion” of the distribution network it will
be more economical and technically feasible to convert the single to three-phase transformers on
need basis. Total of Nu. 283.00 million is estimated for replacing all single-phase transformers
including the distribution board. The detailed work out is produced as Annexure-7.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
28
There are 13 single phase transformers in the Dzongkhag and the estimate for up-grading all the
single to three-phase transformers would require Nu. 2.69 Million. As the conversion from single
to three-phase transformer is demand base, the plan has been distributed in ten year-span.
7.4�Power Requirement for Urban Areas by 2030
Wangdue Dzongkhag has plan of extending the present Bajo town towards the west side of
existing town as LAP-I and LAP-II in east of the existing town. By January 2020, the land
demarcation for LAP-I would be started and developmental works is also expected to be initiated
in the same year.
The 11 kV Feeder IV from Lobeysa substation (approximately 1km) passes through the middle
of designated area for new town extension (LAP-I) which would necessitate shifting of the line
or propose UG system should availing of RoW is not possible. In order meet the power
requirement of the extended town for LAP-I, 2X750 kVA USS is necessary where one of the
USS would be connected to existing 11kV feeder IV and the other to be connected to 11kV
Feeder V thus having two power sources. LT ring network can be also arranged with the existing
750 kVA substation of Bajo town.
LAP-II is expected to formally kick-start from mid 2020 or 2021. Currently, the electricity
supply to the customers of LAP-II area are arranged from existing 500kVA substation (meant for
old town of Wangdue) connected to feeder V. Therefore, to meet the power requirement of the
new extended town of LAP-II, it is proposed to replace the existing outdoor 500kVA by 500kVA
USS for safety of the general public and to maintain the aesthetic of the old town.
8.� Distribution System Planning
The distribution network of the Dzongkhag has a radial topology with significant risk of high
interruptions (fault in one location would mean that the entire customer in the network would
experience the outage). Having alternate routes, sources or any contingency plan would
significantly improve the reliability and power quality. In order to have robust and hard-lined
distribution network, there is a need for good contingency plans with adequate sources to reduce
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
29
the downtime. However, any provision to improve the power system would incur additional
capital cost in addition to recurring additional preventive and corrective costs.
Therefore, to meet the system shortfalls against the set standard and to keep abreast with the
forecasted load growth, proper distribution system planning is required which are detailed from
Section 8.1 through Section 8.4.
8.1�Power Supply Sources
8.1.1� HV Substations
As detailed in Section 7.1.1, HV substations would not have to be up-graded as after completion
of the Punatsangchu projects, the power supply can be also arranged from 66/33kV,2x12.5MVA
Gewathang substation. Therefore, HV substations would be adequate to cater the power
requirement of Punakha, Wangdue and Gasa Dzongkhags.
8.1.2� MV Substations
As detailed in Section 7.1.2, the existing MV substation (Phobjikha) would be adequate to meet
the increasing power requirement of the customers of Phobjikha, Wangdue.
8.2�MV and LV Lines
i.� Conversion of overhead to UG cables
a)� HT bare to UG cable
Conversion of 11kV overhead to UG system in LAP-I, Bajo town.
b)� LV to UG cable
Conversion of LT overhead to UG system in LAP-I and Phobjikha.
ii.� Construction of new 11kV HV ABC line at Wangdue Dzong form RBA area to Dzong for
dual power supply arrangement.
iii.�Construction of interconnecting 11kV line from Basochu and 11kV feeder IV of Lobeysa
substation (Tapchakha to Singkey)
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
30
8.3�Distribution Transformers
As listed in Section 7.3.1, these transformers need to be up-graded either by procuring or by
cross-swapping the required capacities. However, ESD Wangdue has to closely monitor the load
growth in each of the DTs as reflection in the section.
8.4�Switching and Control
Switching and control system is required to take care of the system during faulty situations
which ultimately is going to take care of the failure rate, repair and restoration time. This in turn
would improve the reliability, safety of the equipment and online staff, optimizes the resource
usage and more importantly the revenue generation will be enhanced. Similarly, in order to
capture the real time data and information, it is inevitable to have automated and smart
distribution system. The feeders which are more susceptible to faults are identified with proposed
restorative measures through the studies. With the exception of tripping of breakers in the
sending end substations, existing distribution network is neither automated nor smart to detect
the faults and respond in real-time manner. The automation and smart grid components are
detailed in Smart Grid Master Plan 2019.
8.4.1� Intelligent Switching Devices
As reflected in Section 7.2.3, 33kV Feeder-I and 33kV Phobjikha, 11kV Bajo Town and 11kV
Jala Ula Feeders have sustained more interruptions than other feeders. In order to improve
reliability and power quality of these feeders, it is proposed to have technology in place to
respond to fault and clear it accordingly rather than through ex post facto approach. Therefore, it
is proposed to enhance the existing switching and control system by having latest suitable and
user-friendly technology (automatic). The coordinated arrangement of Intelligent Switching
Devices (ISD) like ARCBs, Sectionalizers and FPIs would significantly improve the control and
operation mechanism of the network. Table 15 shows the proposed switching devices and RMUs
for the distribution network for easing operation and maintenance and for improving the
reliability of the power supply of the Dzongkhag.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
31
Reliability of the lines and substations can also be enhanced through training of line staff. They
need to be equipped with the knowledge, skills, and the confidence to operate and maintain the
distribution infrastructure. For instance, the linemen of the ESDs need to develop the confidence
to change DO fuses online using hot sticks instead of the usual practice of taking shut down of
the whole feeder. However, having the right tools, equipment, and especially spares (of
appropriate specifications) is a prerequisite. Although it is not possible to quantify the reliability
indices that can be achieved with preventive and corrective measures in place, the proposed
contingency plans would significantly improve the power quality.
However, the quantum and location of the devices to be installed shall be based on the Smart
Grid Master Plan 2019.
Table 15: Existing and Proposed Switching Devices
Sl. No. Feeder Name
ARCBs Sectionalizers FPIs LBS
Exist Prop Exist Prop Exist Prop Exist Prop
1 33kV Phobjikha Feeder 5 5
5
10 6 0
2 11kV Gaselo Feeder IV 1 2
1
2 3 0
3 11kV Jala-Ulla 2 ��
1
2 2
4 11kV Bajo Town Feeder
Overall Total 8 9 0 7 0 14 11 0
8.4.2� Distribution System Smart Grid
The distribution grid modernization is outlined in Smart Grid Road Map 2019 including the
investment (2020-2027). The DMS, ADMS, DSCADA features along with their components and
functionalities, the timeline for the programs and the cost estimates of the smart grid are lucidly
reflected. Therefore, this report exclusively entails the identification of the system deficiencies
and qualitative remedial measures which would require system augmentation and reinforcement
as per the existing and projected load.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
32
9.� Investment Plan
In accordance to the above mentioned contingency
plans targeted to improve the power quality, reduce
losses and improve reliability indices of the
Dzongkhag, investment proposal is developed. The
investment plan has been confined to power supply
sources, MV lines, DTs, switching and control
equipment and RoW. The proposed/approved
(2020-2024) investment plan and any new
investment plans have been validated and synced
with the system studies carried out. The annual
investment plan (2020-2030) has been worked out
based on the priority parameters set out as shown in
Figure 9.
The matrix gives us the basis on the prioritization of the investments to be made in the ten-year
schedule as every activity cannot be carried out at a time. The activities which have to be carried
out due to load growth, developmental activities and retrofitting of obsolete/defective
switchgears and equipment will have the highest level of importance and urgency. These
activities have to be prioritized and invested in the initial years which are grouped in the first
quadrant (Do First).
Similarly, there are certain activities although might be very important but not so urgent can be
planned in the later stage of the year (Do Next). These activities can be but not limited to
improving the reliability, reducing losses and reconfiguration of lines and substations to reduce
the losses and improving the power quality. The activities which are not so important but are
highly urgent have to be also planned in later stage of the period.
According to the investment prioritization matrix framework, the yearly investment plan along
with the cost estimation is derived and is consolidated in Table 16 as an investment plan. The
How
impo
rtan
t is t
he ta
sk?
Hig
hly
Impo
rtan
t Action:
Do First
I
Action:
Do Next
II
Impo
rtan
t
Action:
Do Later
III
No Action:
Don’t Do
IV
More Urgent Urgent
How urgent is the task?
Figure 9: Priority Matrix
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
33
cost estimates have been worked out based on the BPC ESR-2015 and annual inflation is
cumulatively applied to arrive the actual investment cost for the following years.
In the span of next 10 years (2020-2030), the total projected investment required to adequately
deliver the power to the customers of Wanduephodrang Dzongkhag is Nu. 53.84 million (Nu.
5.38 million per year).
Dis
tribu
tion
Syst
em M
aste
r Pla
n (2
020-
2030
) 20
19
34
Tabl
e 16
: Yea
rly In
vest
men
t Pla
ns (2
020-
2030
)
Sl.
No.
Pr
ojec
t Act
iviti
es
Inve
stm
ent P
lan
Tot
al
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
1 In
stal
latio
n of
four
(4) n
umbe
rs o
f 11k
V In
door
RM
U a
t Pho
bjik
ha S
ubsta
tion
4.67
4.
67
2 In
stal
latio
n of
2X
750
kVA
USS
for L
AP
I Baj
o to
wn
5.
92
5.
92
3 C
onve
rsio
n of
11k
V o
verh
ead
line
to U
G sy
stem
in L
AP
I Baj
o To
wn
1.
45
1.
45
4 C
onst
ruct
ion
of L
T U
G n
etw
ork
for L
AP
I Baj
o to
wn
1.
12
1.
12
5 U
pgra
datio
n of
35
sq.m
m to
70
sq.m
m L
V U
G a
t Pho
bjik
ha
1.
93
1.
93
6 C
onst
ruct
ion
of N
ew 1
1kV
HV
AB
C lin
e at
Wan
gdue
Dzo
ng
from
RB
A a
rea
to D
zong
(for
pro
vidi
ng d
ual p
ower
supp
ly to
D
zong
)
1.
64
1.64
7 In
terc
onne
ctio
n of
11k
V fe
eder
IV fr
om B
asoc
hu a
nd 1
1kV
fe
eder
IV fr
om L
obey
sa su
bsta
tion
(Fro
m T
apch
akha
to
Shin
gkey
)
2.33
2.33
8 C
onst
ruct
ion
of 5
00kV
A U
SS fo
r LA
P II
Baj
o to
wn
3.00
3.
00
9 U
pgra
datio
n of
11/
0.41
5kV
, 25k
V M
arto
lung
chu
subs
tatio
n to
25
0kV
A
0.
51
0.
51
10
Upg
rada
tion
of 1
1/0.
415
kV, 2
5 kV
A L
umpa
subs
tatio
n to
12
5kV
A
0.44
0.
44
11
Upg
rada
tion
of 1
1/0.
415
kV, 1
25 k
VA
Om
tokh
a su
bsta
tion
to
250
kVA
0.
52
0.52
12
Upg
rada
tion
of 1
1/0.
415
kV, 6
3 kV
A D
ogsi
na su
bsta
tion
to 1
25
kVA
0.48
0.48
Dis
tribu
tion
Syst
em M
aste
r Pla
n (2
020-
2030
) 20
19
35
Sl.
No.
Pr
ojec
t Act
iviti
es
Inve
stm
ent P
lan
Tot
al
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
13
Upg
rada
tion
of 1
1/0.
415
kV, 2
5 kV
A K
umbu
subs
tatio
n to
125
kV
A
0.
48
0.
48
14
Upg
rada
tion
of 3
3/0.
415
kV, 6
3 kV
A su
bsta
tion
to 1
25 k
VA
0.47
0.47
15
Con
vers
ion
of si
ngle
to th
ree-
phas
e lin
e
0.
51
0.51
0.
51
0.51
0.
51
0.51
0.
51
0.51
0.
51
4.59
16
Rep
lace
men
t of s
ingl
e ph
ase
by th
ree-
phas
e tra
nsfo
rmer
s
0.
30
0.30
0.
30
0.30
0.
30
0.30
0.
30
0.30
0.
30
2.70
17
Rur
al E
lect
rific
atio
n (R
efill
In)
1.99
1.
96
1.96
1.
96
1.96
1.
96
1.96
1.
96
1.96
1.
96
1.96
21
.59
T
otal
6.
66
12.8
9 5.
37
5.10
5.
77
3.25
2.
77
3.25
2.
77
3.24
2.
77
53.8
4
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
36
10.�Conclusion
Based on the inputs from ESD Wangdue, validated data, assessment of the existing distribution
network, and the reliability analysis, recommendations are made for system modifications and
improvements. Costs associated with each recommendation and presented in several phases so
that work may continue at a pace that is determined by fund availability and the capacity of the
office to execute the work. An attempt is made to prioritize the recommendations; however, there
will undoubtedly be adjustments in the order and priority by which the investments will be
actually implemented.
The third option which would be the least-cost alternatives for converting the single to three-
phase distribution network where all the MV lines will have to be converted to three-phase and
replacing the single phase to three-phase transformers on need basis.
Although the report entails the identification of system deficiencies and reinforcement required,
for automation and smart operation of the distribution network, the smart grid infrastructure
development with functionalities are detailed in “Smart Grid Master Plan 2019”. Therefore, the
DSMP-Smart Grid Master Plan-Hybrid is necessary which can be amalgamated during the
rolling out of annual investment and budget approvals.
Proportion of LV is higher in comparison to MV line length, accordingly the independent study
carried out by BPC in 2017 showed that large portion of loss is due to LV and DT. Therefore,
similar system study beyond DT (including DT) has to be carried out in order to capture the
entire network and strategize to develop the master plan blue print.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
37
11.�Recommendation
Sl.
No. Parameters Recommendations
A. Power Supply Sources
1 HV Substations
It is forecasted that the forecasted load of Gasa, Wangdue and Punakha
Dzongkhags would surpass the installed capacity (inclusive of Damji
substation). Nevertheless, the HV substation would be adequate provided
the Punatsangchu projects are completed on schedule and Gewathang HV
substation can be used to cater the loads of Wangdue.
2 MV Substations
The Dam and Power House’s 33/11kV, 2.5MVA MV substations of
Punatsangchu projects would immensely help in reducing the total 11kV
load dependency to Lobeysa substation thereby relieving the Lobeysa
substation.
B. MV Feeders
1
MV Line
arrangement from
Gewathang
substation
Both the 33kV and 11kV loads of Wangdue could be fed from the
66/33kV Gewathang and 33/11kV Dam and Power House substations.
However, interconnecting MV line has to be constructed so that Wangdue
would have alternate power sources.
2 Realignment/re-
routing
The causes of line faults are due to trees and branches snapping the line,
unstable landscape resulting in landslides thereby damaging lines and
substations. Periodic preventive maintenance does not guarantee the
reliable power supply in such scenarios. Therefore, the only option left is
to realign/reroute the lines.
3 Single to Three
Phase Lines
As reported in the “Technical and Financial Proposal on Converting Single
Phase Power Supply to Three Phase in Rural Areas”, it is recommended to
convert the single to three phase lines based on need basis.
C. Distribution Transformers
1 Distribution As reflected in Section 7.3.1 of this report, it is proposed to regularly
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
38
Sl.
No. Parameters Recommendations
Transformer monitor the loading pattern especially of the urban transformers. It is
desired to load the transformers less than 85% so as to ensure that
transformer is operated at maximum efficiency.
As the system study is restricted to DTs, the loads need to be uniformly
distributed amongst the LV feeders to balance the load.
2
Single to Three
Phase
Transformers
As reported in the “Technical and Financial Proposal on Converting
Single Phase Power Supply to Three Phase in Rural Areas”, it is
recommended to replace the single to three phase transformers on need
basis.
D. Switching and Control Equipment
1
Switching and
Control
Equipment
It is recommended to install Intelligent Switching Devices (ISD) like
ARCBs, Sectionalizers and FPIs as proposed which would reduce the
downtime for clearing faults.
1)� Install FPI, Sectionalizes and ARCBs at various identified locations.
2)� Installation of 11kV& 33kV RMUs at various identified locations.
E. others
1 Investment Plan As reflected in Section 9 of this report, overall investment plan as
proposed is recommended.
2 Review of the
DSMP
Practically the projections will hold only true in the nearest future
therefor, it is strongly recommended to review the DSMP in 2025 (after
five years) or if need be as and when situation demands.
3 System Studies
beyond DT
It is observed that distribution of electricity is more through LV than MV
& HV and the scope of DSMP terminates at DT. However, it is equally
important to carry out similar system studies for LV networks till meter
point. Due to time constraint and non-availability of required LV data, it is
recommended that ESD Wangdue should carry out the studies on LV
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
39
Sl.
No. Parameters Recommendations
network including the DTs. Nevertheless, with the entire distribution
network captured in the GIS and ISU, the system studies should be carried
out including the LV network in the future.
4 Customer
Mapping
One of the important parameters required especially for reaffirming the
capability of the DTs is by examining customer growth patterns.
Therefore, it is recommended to consistently update the customers via
customer mapping process carried out annually.
5 Right of Way
RoW should be maintained as per the DDCS 2016. However, increased
frequency of RoW clearing in the problematic sections of the line and in
fast growth sub-tropical forest is recommended.
6 Asset life of DTs
The asset life of DTs need to be gathered to enable development of asset
replacement framework. However, it is recommended to regularly monitor
the health of the transformers which have already outlived their lives.
7 Overloading of
DTs
As per the load forecast, some of the rural DTs might overload. While the
probability of realizing such an event is quite low. It is, however,
recommended that the DTs that have already exhausted its statutory life
(25 years and above) be regularly monitored.
8
New extension
through 33kV
network
The power carrying capacity of 33kV system is almost 3-fold compared to
that of 11kV system. Therefore, any new extension of lines may be done
through 33kV system (based on fund availability and practical
convenience).
9 Reliability
In order to improve the reliability of the feeder/network, it is
recommended either that fault should be located within short period of
time there by reducing the restoration time and the number of customers
affected. In this regard, the following initiatives are recommended:
1)� To install ISDs (communicable FPIs, Sectionalizers & ARCBs);
2)� To explore with construction of feeders with customized 11kV &
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
40
Sl.
No. Parameters Recommendations
33kV towers; and
3)� To increase the frequency of Row clearing in a year.
10 Conversion
Works
As the joint survey for laying the UG had not be done, the investment has
been worked based on assumptions of likely scenarios. Therefore, ESD
Wangdue should incorporate the actual activities during the rolling out of
the investment plans.
12.�Annexure
Annexure-1: MV Line Details and Single Line Diagram
Annexure-2: IS 2026, IEC 60076 (Technical parameters for Distribution Lines and
Transformers)
Annexure-3: The details on load forecast methodology
Annexure-4: Detailed Simulation Results
Annexure 5: Feeder Wise Reliability Indices
Annexure-6: Material Cost for Upgrading single phase (11 kV and 33 kV) Lines to three-phase
Annexure-7: Material Cost of three phase (3Φ) Transformers
13.�References
1.� The FWPL and CPL from TD, BPC as of 2018.
2.� BPC Power Data Book 2018.
3.� BPC Distribution Design and Construction Standards (DDCS)-2016.
4.� BPC Smart Grid Master Plan (2019-2027).
5.� BPC National Transmission Grid Master Plan (2020 & 2030).
6.� BPC Operation and Maintenance Manual for Distribution System (2012).
7.� BPC Corporate Strategic Plan (2019-2030).
8.� Population and Housing Census of Bhutan 2019.
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
41
9.� The Structural Plan (2004-2027) for every Dzongkhag.
10.�Industrial Parks (Department of Industry).
11.�BPC Electrical Schedule of Rates 2015.
14.�Assumptions
1.� All the distribution network was considered as Balanced System (Restriction with the
existing ETAP Key);
2.� All DTs considered as lump load and depending upon the type of load connected to the
feeder, ratio of 80% (static load) to 20% (industrial feeders) were assumed;
3.� The voltage level of ±10% is given as critical value which is indicated by red color while
simulating and voltage level of ±5% is given as marginal value which is indicated by pink
color while simulating.
4.� The typical inbuilt value of X/R ratio of ETAP tool was considered for all the transformers;
5.� Dimensions and parameters of some cables/UG cables are customized in the library as per
the requirement;
6.� The technical parameters which are required for analysis of the distribution network have
been considered as per the set standard of DDCS.
15.�Challenges
Sl.
No. Parameters Challenges Opportunities/Proposals
1
Software
Tool
(ETAP)
a) Only one key & offline
Key
a) Can opt for on line key with fewer
more modules specially to carry out
the technical evaluation of un-
balanced load flow system. This
would be more applicable and accrue
good result for LV networks.
a)� Balanced Load Flow
b)� Limitations of No. of
buses (1000)
2 Data a) No recorded data
(reliability & energy) on
a) Feeder Meters could be install for
outgoing feeders of MV substations to
Distribution System Master Plan (2020-2030) 2019
42
Sl.
No. Parameters Challenges Opportunities/Proposals
the out-going feeders of
MV SS
record actual data (reliability &
energy)
b) Peak Load data of DTs
which were recorded
manually may be
inaccurate due to timing
and number of DTs.
b) In order to get the accurate
Transformer Load Management
(TLM)/loading, it is proposed to
install DT meters which could also
have additional features to capture
other required information.
c) No proper feeder and DT
wise Customer Mapping
recorded
c) Customer Information System (CIS)
of the feeder/DT would enable to have
proper TLM and replacement
framework.
3 Manpower
a) Resource gap in terms of
trained (ETAP) and
adequate engineers
(numbers)
a) Due to lesser number of trained
engineers in the relevant fields
(software), engineers from other areas
were involved.
12.�Annexures
Annexure-1: MV Line Details and Single Line Diagram
�������������
��� �����������
������������� ����
����������
��������������������������� ����!�
����������
����������
��������
��������"
���� ���
���������
!"##
���$
�%
!"##
���$
�%�
��� &
'(�)�*���(��(��+
� ����
,� -
��.%/.���0�
1 �/����2
�� ��/&1�3�
� &1/&%�0�
��� � �
-��+�(��4��5�
�����,� -
!"##
���$
. .
��� &�
��������� �(����(��+��
���� ���,� -
��&/&1��3�
��� &&
$�������
���� ���,� -
�1&/�&��0�
��� %�
�����������6���(��(�
����������,��-
��� .1
���������7����4���5�
���������
,��-
���1/�%�0�
!"##
���$
����
�/��0�
%�./&��3���
� &
$��������
���� ���,� - �1
/��.��3�
��� �
$�*�
���� ���,� -
!"##
���$
.%�
%11/��1��0�
�&�/� �3�
��./ �3�
��� �&.
3�+5����
�������,� -
��� &.
8�����2�6
���� ���, -
�&/��1�3�
��� &%
8�����4�6
���� ���, -
& �/1 �0�
!"##
���$
.1�
1/��.�0�
��� &1
4�9(�6�
���� ���, -
��� �
:�����
���� ���, -
����/ � �0�
�.�./���0�
��%1/&���0�
��� �
:���+��(�
��������
,� -
�&�/����2� �.&/�1 ��2�
!"##
���$
�1%
.��/&.�3�
!"##
���$
��. &�/1� ��3�
!"##
���$
��
�%/����3�
%1/��3� ���
0�6
���
�������,� -
.%�/ �3�
��� &
��6���5+��+
���� ���,� -
���
:�+�5���
�������,� -
�./����3�
!"##
���$
� �
�%/&��3�
!"##
���$
��
%�/1���0�
&�./���0�
��� �
'��*�
���� ���,� -
�%1/���0�
��� .
;(�69(�
���� ���,� -
!"##
���$
���
&. �/�&1��2�
��� %
-(��+<�*
�������,� -
��� �
:�=��+��+
�������,� -
�1/��2
�
��� 1
>�+�5���
�������,� - ��
� ��
'�69(�
�������,� -
!"##
���$
�
&��/%.�2
�
�.%/..��2�&�/��1�2�
!"##
���$
���
1�&/���2�
��� ��
(�6��(�
���������
, -
!"##
���$
�1�
��� / ��3�
%�/.��3�
��� ��
>�*��(�
���� ���, -
!"##
���$
�� � /�.��3�
��1/ &%�3�
.&�/&�.�3�
��� �
��(����(�
���� ���, -
����/..�3�
��� �&
��(�
���� ���, -
!"##
���$
1&�
�.�/�1�3�
�.�/��.�3�
��� .
���=�65�
���� ���, -
!"##
���$
1��
����/&&�3�
%/%�3�
��/�.�3�
��� 1
��(�*��0�5�?
�<��� ����, -
��� ��
������
��� ����, -
!"##
���$
��
���%/.&��3�
%&/���0�
���&/&.�3�
��� ��
��?�+��+
��� ����, -
!"##
���$
���1
�1/ ��3�
� �/ ��3�
��� ��
@��
���� ���, -
� � /& �3�
!"##
���$
��1�
�1.�/ .�0�
��� �&
4����
��� ����, -
%�/&& ��0���� ��
A��+5(�<
���� ���, -
��� � �
;(���+��+
����, -
�&�/���0�
!"##
���$
��%.
.. /�&�0�
�&./���0�
��� � �
�(�**�<
� ���, -
��1/���3�
��� �
4��+���9(��
���� ���, -
�1/.��3�
��� ��
��0��9(��*��+
��������
, -
!"##
���$
���1
�1/.��3�
��%�/�&�0�
���%/���3�
!"##
���$
�&�
��� � �
3�9(�����5(�
��������,�-
.%1%/1%�3�
!"##
���$
�%
1 �/1.�0��%&/&��0�
��� 1�
��4�+����;(�?�
���� ���, -
��� �&�
�� (��+�(�
��� &�
-(��+<�*�4��5�
���� ���,� -
��%%/&��0�
/1��3�
�%��/%&�3� !
"##
���$
�.�
��� �&�
��;(��)� 1
�/ �3�
�����
�-(��)��(�����
��� %
2�9(�<?
�6���� ���, - ��
&/���3�
��� �.
2�9(�<+�6
���� ���, -
��� �%
4�=��+�(�
���� ���, -
����/ �3�
��� �1
"69(�+��+
���� ���, -
%./ %�3�
��� .�
���+9(���?
����� ���, -
11�/��3�
��� .�
�(�*��(�
���� ���, -
&� / �3�
��&�/&�0�
%1�/���3� !"##
���$
�.&1
��� �
4�+�
�������,�-
!"##
���$
�.%
�11./��3�
1��/�.�0�
��� %1
0�9(�?
�������, -
�&�1/���0�
��� 1�
��+���(�
�������,�-
��� 1�
���(�9(�<
��������,�-
���&/1��0�
!"##
���$
�%��
�%�/��3�
��1/�1�0�
��� %
��(�+��+9(�
��������,�-
�%1/ �0�
�%./%%�3�
!"##
���$
�%&.
��� %�
:�����+��9(��*
���� ���, -
1 /1�3�
��� %.
:�����+���?�
��������
, -
��� �
���
�������,�-
1 �/&�0�
��� %%
3��+���+�<���
�������, -
� 1/���3�
� ��/�1�0�
&��/��0�
��� ���
0����4��5�
�������, -
����/ 1�0�
��� ��
0����2�6
���� ���, -
��� �&%
A��*
��������,�-
� %/���0�
!"##
���$
��1�
����/�1�0�
&&�/��0�
!"##
���$
� �%
��� ��&
8���+��+
�������,�-
&%�/�.�0�
& /..�0�
��� ��
��(����+�(�
�������,�-
!"##
���$
� �
�1 &/��0�
��� ���
�(�+���
�������,�- ��/&��0�1�/.�0�
��� ���
�9(��*
�������,�-
!"##
���$
� .
��� ��.
3������
��������,�-
!"##
���$
� .&
& /� ��0�
�&1/& �0�
%�/�1�0�
�1&/.��0�
��� ��%
;(�����;
(�����
�����,�-
!"##
���$
� %�
%./���0�
.&/&&�0�
��� ��1
;(����
�����,�-
��� ���
3��+9(��4��5�
����,�-
� ./1%�0�
& �/����0�
!"##
���$
� 1
��� ���
��6��<
����,�-
!"##
���$
� 1.
.&%/�&�0�
.&�/� �0�
��/ %�0�
��� ��
�(���<
�����,�-
��� ���
4��)�
����,�-
��� ��
�6*�
����,�-
%�/&%�0�
!"##
���$
� 11
�/�1�0�
��� ��&
��6�)��
����,�-
�1./1.�0�
�%1/&&�0�
�. �/&��0�
!"##
���$
�&�1
��� �&1
�����
�����,�-
��� �&&
3��+���+�<���
������B���<
��������
-
�1�/11�3�
��1/��0�
�&%1/�%�3�
���$����
���%/.%����
;�
� /1�0�
�%./�.�3�
� /&.�0� !"##
���$
�� �
��� 1
4��+9(����
��������,�-
�� &/%1�0�
��� 1�
4��+9(��(�
�������,�-
!"##
���$
��.%
1�/. �3�
��%/��3�
��� 1.
���+��<
���� ���, -
���
-�*�*�
���� ���, -
��1/ �3�
��&/���0�
!"##
���$
��1&
�� ./1�3�
��� � �
�(�6���
���� ���, -
&�1/�%�3�
&. /�.�3� ��� 1%
8��+����
�������, -
!"##
���$
��11
�� /�3� ����� 11
����+6�<
��������, -�1
&1/�&�3�
����� � .
��>�6
�*�
��������, -
1�%/�&�3�
!"##
���$
��&1
!"##
���$
��.
�&%/&��3�
����� ���
��0�����
�������, -
����� ���
��-(����(�6
���<
���� ���, -
� �&/ ��3�
����� ���
���/�0
����)�
��������,�-
�� &/��3�
����� ��
��;(�=�6��
���� ���, -
&�&/���0�
�55��+�5�����#��6
:���9((���>
����@
�3 ���+����
���1/����0�
!"##
���$
��1�
�%/��3�
����� ��&
��;(�=�6�>
���� ���, -
!"##
���$
����
&%�/ .�3�
�.&�/��0�
����� ��
��3���*�
���� ���, -
�./1&�0�
1�/.��0�
����� ���
��2��+����4��5�
���� ���, -
!"##
���$
�� �
�� �/�%�0�
����� ��.
���9(��*
���� ���, -
����� ��%
����6
)��������,�-
.�1/��0�
!"##
���$
��� &�1/��0�
0��+��"##�9�
%��/1��0�
����� ��1
�����=����
���������,�-
����� ���
��A���
�������,�-
����� ���
�����=���>
��������,�-
� /� &�0��� /. �0�
�%�/&��0�
!"##
���$
���
��/� �0�
����� ��.
�� ��+�������
��������,�-
�.1/%�0�
!"##
���$
�&�
��&&/ .�0�
�.&�/��0�
!"##
���$
�&��
�%�/.1�0�
����� ��1
��0���
��������,�-
�/�%�0�
����� ��%
��:��+�(�
�������,�-
����� � &
�������
&�./ .�3�
�1�/�.�2�
!"##
���$
&�
%�1/ ��3�
��� �
;(�����4��5�
���� ���, -
&�1/�2�
��� ��
C55���4��+�(�
�������, -
%�1/%%�2�
��� �.
��?���4��+�(�
�������, -
�%/.�2�
!"##
���$
%�
!"##
���$
&%�
�%/&�2�
.% /��%�0�
!"##
���$
�
�� �/%�0�
%�/�.�0�
��� �%
:�����
� ���, -
��� �.
0�<���(�
� ���, -
�%./&�.�2�
��� �1
;(��+���(�
� ���, -
���/�%1�3�
!"##
���$
��
&%�/� �2�
��� �
3�+��4
��5�
����, -
./1.�3�
����5�*�
���$
!"##
���$
���/1��2�
��%/���3�
��� �
����*����9���<
�����
, -
&�/& �2�
��� �
3�6
�(�
����, -
���
�/�$�6
5��(�
� ���, -
.�./�%�2�
�&/&%�0�
!"##
���$
��
!"##
���$
.�
��1/1.�2�
��� &
C/�$
�65��(�
� ���, -
��� �
'�6��(��+
����, -
���
3��+��5(��(�
����, -
���/& �0�
��&&/��0�
11%/&1�0�
����/&�1�3���� �%
;(����(�
� ���, -
��%/� �3�
� 1/�&�3� !"##
���$
&�
��� �1
'��=��+*��+
� ���, -
� �/�1�3�
�.�/���3�
!"##
���$
&�&
��� ��
�����(�
�� ���
, -
!"##
���$
&��
�.�/���3�
�1�/��.�3�
��� ��
��6���+��+
� ���, - 1&
/ ��3�
��� �
C/�4
�*��(�
��� ���
, -
!"##
���$
&1
%/1��3�
����/�1�3�
��� �&
�/�4�*��(�
� ���, -
��� ��
���+��*�
��� ���
, -
. 1/ %�0�
& �/%1��0�
1�/���0�
!"##
���$
&.�
��� �
:��(��(�
��� ���
, -
��%/&�0�
��� ��
4��+)�
� ���, -
�/ �0�
!"##
���$
��1�
�&1�/��%�0�
��� %�
3(��(�
����, -
�&� /%�0�
��� ��
;(����3=��+
�����, -
��/1��0����/1%�0�
� %/&�0�
���&/ ��0����-
�
!"##
���$
�.�
��� %�
-(���<���(�
����, -
��� %
-(���<�(�
����, -
��� %&
'(�6
�����
�����,�-
�1�/ 11�2�
���
'�=(�
� ���, -
��&/%%�2�
��� �
7�+����(�
� ���, -
%%�/%1%�2�
��� .
���+�(��)�
� ���, -
!"##
���$
� �
%��/����2�
�%/�&�2
�
!"##
���$
�&
%�/&1��3�
��� 1
;(����(�
� ���, -
�./�.�3�
��� &�
3�(�?
���� ���
, -��� ..
-(��+�����
������
, -
��� .%
-(��+����>
�������
, -
. ./..�0�
&&�/.�0�
%/�%�2�
��� %
;(��+��
�� ���
, -��
../.�1�3� ��
� &
��69(�<
� ����
, -
���/�%�3� !"##
���$
1�
���1/����3�
���
3)�����D�3)�*
�� ���
, -
� %�/ �3�
��� �
3�9(��*��+
4��5�
�� ���
, -
&�&%/�.��0�
��� .
3�6
9(��(��+
�� ���
, -
��� .&
�6)�
�� ���
, -
���1/�%�0��11%/. �0�
��� .
A(��)�<��(��(��+
�� ���
, -
��� .�
>�<*��+���
�� ���
, -
�11%/. �0�
1��/%%�0�
�%/%�3�
1./ ��3�
��/���3�
� � �
;:0�
��������
,� -
� � &
;:0�
��������
,� -
!"##
� �$
�� �� /& %�3�� �/1��3�
!"##
� �$
���
��/%�3�
@���-�
*��D������
���������6�E��
� �$
��&
!"##
� �$
�&1
�%� /� �3�
� � �
'��+�*��+
�����
,� -
�%/&1�3�
� �$
�.
&%/�
���$���>
; F
1�G66
� �
:�?
�$��5���*�;
�*��<
�F�����
,� -
� �����������������
����/&�3�
�&�����������������1
�/&�%�3�
!"##
�&�$
���
�&� �
3�2
;�����<��
����
,� -
.&/ %%�3�
�&� ��
C55��� �?
�.����
,� -
!"##
�&�$
�&1
�11%/���3�
��1/��C4�
!"##
�&�$
�&
./% �3�
�&�
0���(��>�
)������
,� -
&�/�.3�
1��/�%�3�
!"##
�&�$
�.�
���/��3�
�&� &
0������7��*
����
,� -
�/��3�
!"##
�&�$
�%%
��%�/� �3�
�&�
:�*��(�
�����
,� -
!"##
�&�$
�1%
.&./�.%�3�
��/ .�3�
&/&�3�
�&� �
-23�0�����
����,� -
!"##
�&�$
��1
� %&/&%�3�
./� 3���./�.�3��&
� 1
-�*��(�
����,� -
�&� ��
3=�6���+
����,� -
!"##
�&�$
��&
&&./ �3�
��../%�%�3�
�&� .
'�9(��0�����
�����
,� -
�&� %
;(�=�6��
�����
,� -
��/1��3�
&�/1.�3�
����������������
�� �
3����+�(��+
� ���,� -
1�/�.�3� !"##
��$
���
�� �
�(��(�����
�����
,� -
�� �/�3�
�/�3�
�� �
�(��(����>
�����
,� -
� �/�3�
�� �
2��+)��(�
�����
,� -
!"##
��$
� �
��/&��3�
&&�/���3�
!"##
��$
� �
!"##
��$
&�%
��
(��+�
�����
,� -
&��/�.�3�
�� /. �3�
���/�
�1�/�1
��$���>
; F
���G6
6
��$���>; F���G66
�� &
� ���
�6�(��+
�����
,� -
�� /&�3�
.��/�%�3�
��
���(�*��+9(�
����,� -
��/%�3�
�� �
"6���(�
�����
,� -
�� �
��65�
����,� -
!"##
�&�$
�.1
�%/ .�3�
&1�/1�3�
%%./�1�3�
�� .
>�)��$�
�����
,� -
� ��C4� F.
���G66�
!"##
��$
�11
�� .
��?��� �?
�.����
,� -
�1/�%�3�
!"##
��$
���
.�/%�3�
�� %
3������
�� ����
,� -
��&/ &�3�
�&&/&�3�
!"##
��$
���%
&%�/..�3�
�../�1�3�
�� 1
0:0;
������
,� -
�� ��
��?���������
�����
,� -
�� ��
0��9(��+��+
�����
,� -
��/ �3�
�� ��
0>�
�����
,� -
%�/ 1�3�
�� �
0>�
�;������
�����
,� -
��
0>�
���6
�*<�B��
�����
,� -
%�/��3�
!"##
��$
� 1% /��3�
�/���3�
!"##
��$
�&
�� �&
�*�9�6
�����
,� -
�%./&�3� ��1/�1�3�
�&�/��3� !"##
��$
&��
�� %
-������5
�����
,� -
�� �
:����>
/"/3
����
,� -
��%�/�&
���$���>
; F
1��G6
6
� %/�&�3�
�� �
-������5�-23
����
,� -
.%�/��3�
�� ��
$����(��+��
�����
,� -
�� �.
�-�?
���$����
�&�����,� -
����5�C5�
!"##
��$
�%&1�/��3�
�1&/& �3�
�� �%
�-��+�(�
� ���,� -
1�/��3�
�� �1
�����5���
�������
,� -
!"##
��$
��&
� ./�1�3�
���/1�3� .�/�%�3�
!"##
��$
��.
&�/���3� !"##
��$
� &
&&/���3�
�� ��
�;(��+9(�<
� ���,� -
�%�/���3�
�./.1�3�
!"##
��$
�&�
�� ��
�'(�65�)�9(�
� ���,� -
�/%��3�
�� &
�7�5(�
� ���,� -
1��/�&�3�
!"##
��$
�1
�&�/���3� &%&/�%�3�
�� �
�'(�6���
����,� -
��
�'(����(�
����,� -
��11/1��3�
�� ��
�4�6
���
��������,� -
1&/ %�3�
��1/&%�3�
!"##
��$
�.
�� ��
4���*��;�
�������,� -
�� �
�/������(�
��� ���
,� -
�� &/�%�3�
!"##
��$
�.%
��/� �3�
�� �&
���?
��(�
��� ���
,� -
%��/���3�
��1 /.�3�
/��3�
�� �.
�/��(��+��<
����,� -
�� �%
C/��
(��+��<
����,� -
!"##
��$
�1
%/���3��%/.�3� 1�/���0�
&&%/..�3�
!"##
��$
�&�� �
�(���5��+�(�
�����,� -
�� ��
-(��(�
� ���,� -
�� �
;(��+�(�
� ���,� -
&./�%�3�
�/���3�
:�?
�$��5���*
���F
�����,� -
����������
��� ����
������������
��������#$�#%�%����%
�#���$�
������������������������������������������� ����� �
�� �������
����������
����������
������ ��
���� �!"#
�� !����#���$���%�
&'((
�� )
��
��
*+��������
,����
���� ��
-��.
� �/� 00!"#
/1��1�
!"#
��
�+�������2����.
�3��
)����
���*� ��
-��.
*/��/
!"#
��
�.)
.�4
������5
���� ��
-��.
��
�6��
��������
-��.
� ���1�!"#
&'((
�� )
���
��
�"��
�������
-��.
��
�"��
����
���
������
-�*.
�� ��
!"#
����
��0!"#
��
���
5������
������
-��.
����
��11
!"#
�1����!"#
��
/6�����
������
-��.
�� �
� �!"#
&'((
�� )
�*0
��
�*��
������
������
-�*.
��
1%�����
��*� ��
-��.
��
� )������
������
-��.
1�/�/�!"#
*/��
��*!"#
����
�10!"#
���� �!"#
�� !����#���$���%%%
���� �!"#
�/ !����#���$���%
&'((
��
) �
�
*1��� �!"#
&'((
��
) �
/
�� *
)� ������,,�7�
������
-��.
��
�)� ������
���,
��*� ��
-��.
�1����
*!+#
*�����
�!+#
� ���*!"#
�� �
)� �����
���,
��� ��
-��.
�����/
�!"#
11���*
!"#
&'((
��
) 0
1
�� �
8������9��
5��� ��
-��.
�������!"#�/���*0!"#
�� �
��������%�����
��*� ��
-��.
�1 ��0/!"#
�1 �
�0/!"#
&'((
�/ )
� &
'((
�/ )
��/
�/
/:,,�
������
-��.
����
� �*
!+#
1�/��*!"#�1��/�!"#�11*�1!+#
�/
�+�������
��*���
-��.
�/
0;�,,�
������
-��.
���/
�1�!"#
�/
�+�������
������
-��.
&'((
�/ )
1
�*�*
�0 !"#
��1*� �!"#
�/
�.�
����
��*���
-��.
&'((
�/ )
���
��0� �!+#
�/��1!+#
01*�*0!+#
�/
�<�
����
������
-��.
�/
�<�
����
������
-��.
�/
*��
�����
��/� ��
-��.
���/
�1�!"#
�/
16�������
��*���
-��.
��*�
�*�!"#
*0�*1!"#&'((
�/ )
**�
��*�1/�!+#*��0��/!+#
&'((
�/ )
*��
���*
���!"#
�/
� ;���7��7
������
-��.
����
���/
�!"#
�/
� <�
������
�����
-��.
����//!"#&'((
�/ )
*00
&'((
�/ )
*1�
�/ �*1
�!+#
�0*0
�/�!"#&'((
�/ )
���
�01���0!+#
�0�/
��0!+#
����� ��!+#
�/
�*=�
3�
��*���
-��.�/
��8�
����
������
-��.
�0��/�
0
&'((
�/ )
� �
/ 00�1*!+#
&'((
�/ )
���
�/� �*10!+#
��*�*�
0!+#
�/
* 6��
$��
������
-�*.
*�����!+#
�/
�1��������
��� ��
-�*.
&'((
�/ )
� *
9
�/
����5�����
��*���
-��.
*������!+#
*���0�
!+#
�/
����5�������
��*���
-��.
&'((
�/ )
���
0 ���!+#
�/
��.�
�������
������
-��.
/�����
*!+#
��*����!+#� �1�1�!+#
�/
����5������*
��*���
-��.
�/
�0��7�
��� ��
-�*.
����1�!"#
&'((
�/ )
�10
�/
*0.����
�����
-��.
*/*0���!"#
�/
*16� ����
�*���
-��.
&'((
�/ )
�/�
�0 1
�/��
!"#
�/
*��
����9��
�*���
-��.
��/ ���!"# �/10�/ !"#
�/
**��
���
�����
-��.
�/����
!"#
�/
*���
����
*���
-��.
*�*�1�!"# &'((
�/ )
��/
*/�*�!"#
� 0�*
!"#
&'((
�/ )
�//
�/
*���
���,����
�*���
-��.
�����1
!"#
�/
*��
�����
*���
-��.
�/
*��
������
����
-��.
������
!"#
� /�
�/0!"#
�/
*/��,,�
*���
-��.
�/
� ���7>��
���� ��
-��.
�//���
/!+#
�/
��)������
�� ��
-��.
���0
���0
!+#
�/
�*��
�����7
�*���
-��.
*�10
��0�
9
���0��?�
�
�/
�0<�
��������
�����
-��.
� �� 0
9���0��?��
*�0
�/�
9
���0��?�
�&'((
�/ )
0�0
�/
��������
�*���
-��.
* *��*�
9���0��?��
&'((
�/ )
0��
�/
�����+����
��*���
-��.
�/
��:��+
����
��*���
-��.
���*���
9���0��?��
��1�
�1*
9
���0��?�
�/*
�� *
*
9���0��?�
�
/0/�1*
9���0��?��
*�0
9���0��?��
�/
���
�5��
��*���
-��.
�/
�/���7�
��*���
-��.
��* !"#
����������������
��������
������
����������
��������������������������������������������������������������
�� ������
����������
����������
��������"
���������������������� ��
�������������������������
��������
��!��"#
��$
���
��%
�$���&�'�(
��)�
����
����
*��+
�� ���!
$��,-��� .��
��%
�#���&��
/��!
���
*��+
�� ��!�
$��,-��� .��
�0�� �
$��,-��� .��
��%
���&��
��!���
*��+
1�1�
�"#�
%23��
��$
�1
���0�0!
$��,-��� .��
��%
���
/���
���
*��+
��%
���&��,
������
*��+
%23��
��$
����10�0�
$��,-��� .��
01�!�
$��,
-��� .�
�
%23��
��$
� �
��%
!�
�/����
������
*��+
��!���
$��,-��� .��
��1���
$��,-��� .��
%23��
��$
�01
!10�!�
$��,-��� .��
��%
0+�
�/���4�
������
*��+
����0
"#0�� .��
��$
����!
1�!0
"# 0�� .�
�
����
���
$��,
-��� .�
�
��%
1%�
�)�
���!��
*��+
�1!� �
$��,
-��� .�
�
!�����
"# 0�� .�
�
��%
�,�
5���)
�6��
���
*��+
��0���
"# 0�� .�
�
��$
���
��$
���
��%
��#��
/��5��)�
�)��
/����
��*��+
�11��0
$��,
-��� .�
�
���
"#0�� .��
%23��
��$
���
����1
$��,
-��� .�
�
��%
��#��
/��5���&&�
/���
���
*��+
��$
���
!1���
"# 0�� .�
�%23��
��$
��
������
!
"# 0�� .�
�
��$
�!�
�!���!
�
"# 0�� .�
�
!0��0
�
$��,
-��� .�
�
��%
�0�
��)�4
���
!���
*��+
� ���
"# 0�� .�
�
��$
���
��%
��-)�
�/�)�5
��!���
*��+
�����!
$��,-��� .��
��0�� !
$��,-��� .��
��%
��-)�
�/�)�5
������
*��+
��%
� 7�
���
������
*��+
�0��
�00!
$��,
-��� .�
�
������
"#0�� .��
�!
$��,-��� .��
��%
��#��
/��5�)�
6��
��!���
*��+
��%
��#�&�
��!���
*��+
���������
%23��
���
$�
���1
$��,-��� .��
���
%�'��� ��
6���
���
*��+
���
%�7�
&(��
/�)
�6���
���
*��+
����� 1
"#0�� .��
�1����
"#0�� .��
���
%�#��4)
����
!��
*��+
���
% '�/
�� �
������
*��+
���
%�'���/
)����
���
*��+
��0��!
"#0�� .��
��!���0
"#0�� .��
1�������
��!��0
$��,
-��� .�
�
1�%
�+)
��8��)��,$"
�����
*��+
����!
"#�0�� .��
%23��
���$��
1�%
�9�
�!�
��*��+
� �0�
$��,
-��� .�
�
����!1
$��,
-��� .�
�
1�%
�"��'
���)����)�
�)��
/��
��*��+
��!���
$��,
-��� .�
�
����!�
$��,-��� .��
%23��
1�$
���
1�%
���'��
�)����)�
�)��
/��
��*��+
� ���01
"#0�� .��
1�%
1���7���)�
��)��
/�!
��*��+
������
"#0�� .��
1�%
��#�4�������
�!��
*��+
�1���1
"# 0�� .�
�
%23��
1�$
���
1����
$��,
-��� .�
�
1�%
�"��7
���)�
��)��
/�!
��*��+
0�0���
$��,-��� .��
1�%
���7���)�
��)��
/�)
��)�
�/!�
��*��+
� ���1
$��,-��� .��
1�%
���:��4)
�&��
��*��+
���1!
$��,-��� .��
1�%
��%�
&��
����
*��+
� ��11
$��,-��� .��
1�%
��7)
��6��
!���
*��+
� �!���
$��,-��� .��
1�%
�1%�
�/�)�5�#��
4���
���
*��+
1�%
�0;�/�
5�!
��*��+
���
�1�
$��,
-��� .�
�
1�%
�!:��6�
�!�
��*��+
��1 �0�
$��,-��� .��
�� ��0
"# 0�� .�
�
%23��
1�$
��
1�%
��%�
4)�
!���
*��+
1�1��1
$��,-��� .��
!�0���
"#
0�� .�
�
%23��
1�$
�!
��0��00
$��,-��� .��
1�%
� <��4)
�&��)��
&!�
��*��+
%23��
1�$
���
1�%
��<�4)
���
���
*��+
��0��1�
$��,-��� .��
�����
�
"# 0�� .�
�
!!����0
$��,-��� .��
1�%
��-)�
�)�5
����
*��+
� ��
�� �
$��,
-��� .�
�
1�$
�
�11�!�
"# 0�� .�
�
1�%
�#��
/4)�
&!�
��*��+
���1�
"# 0�� .�
�
1�$
� �
�����1
"#0�� .��
��1�0
$��,-��� .��
1�$
� �
1��� �
$��,-��� .��%2
3��
1�$
���
���1
�
$��,
-��� .�
�
����
���
$��,
-��� .�
�
�!1!
���
$��,
-��� .�
�1
�%!
<�=�
!���
*��+
1�%
0)
���
!���
*��+
1�%
��7)
���5�)��
/��
��*��+
���
%�+)
��8��)���)��
&��
���
*��+
����1�
!
"# 0�� .�
�
���������
���
%�������
%���
������
�����
*��+
���������
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Lobe
ysa(
H00
0) to
H08
5 (T
off)
5.96
95.
969
5.96
93
H08
5 to
H09
4 (N
esug
ekha
S/S
)0.
647
0.64
76.
616
312
53
S20T
1B
PCH
094
to H
098
(T o
ff )
0.17
40.
174
6.79
03
H09
8 to
H10
7 (T
off)
0.72
10.
721
7.51
13
H10
7 to
H11
2 (N
izer
gang
S/S
)0.
426
0.42
67.
937
325
3S2
0T2
BPC
H10
7to
H11
5 (T
off
)0.
186
0.18
68.
123
3H
115
to H
117
(Rum
ina
S/S)
0.09
00.
090
8.21
33
253
S20T
3B
PCH
115
to H
126(
Sam
drup
gang
S/S
)0.
787
0.78
79.
000
363
3S2
0T4
BPC
H12
6 to
H13
2 (T
off)
0.32
90.
329
9.32
93
H13
2 to
H14
0(N
egop
ara
S/S)
0.52
80.
528
9.85
73
253
S20T
5B
PCH
132
to H
152
(T o
ff)0.
858
0.85
810
.715
3H
152
to H
157
(Kib
lo S
/S)
0.40
70.
407
11.1
223
633
S20T
6B
PCH
152
to H
167
(Che
mch
o S/
S)0.
690
0.69
011
.812
363
3S2
0T7
BPC
H09
8 to
H22
2 (T
off)
4.73
64.
736
16.5
473
H22
2 to
H22
3 (P
hang
yul S
/S)
0.06
90.
069
16.6
163
253
S20T
8B
PCH
222
to H
233
(T o
ff)0.
679
0.67
917
.295
3H
233
to H
239
(Beg
apar
a S/
S)0.
461
0.46
117
.756
325
3S2
0T9
BPC
H23
3 to
H24
7 (K
umch
e S/
S)0.
543
0.54
318
.299
325
3S2
0T10
BPC
H24
7 to
H26
0 (T
off)
0.92
50.
925
19.2
243
H26
0 to
H29
2 (T
off)
1.62
41.
624
20.8
483
H29
2 to
H29
3 (T
him
akha
S/S
)0.
087
0.08
720
.935
310
03
S20T
11B
PCH
292
to H
301
(T o
ff)0.
610
0.61
021
.545
3H
301
to H
307
(Bal
akha
S/S
)0.
313
0.31
321
.858
363
3S2
0T12
BPC
H30
1 to
H31
4 (T
ashi
tokh
a S/
S)0.
742
0.74
222
.600
363
3S2
0T13
BPC
H31
4 to
H33
2 (T
okha
S/S
)1.
202
1.20
223
.802
363
3S2
0T14
BPC
H26
0 to
H34
2 (T
off)
0.69
70.
697
24.4
993
H34
2 to
H35
4 (C
hund
o G
oenp
a S/
S)0.
870
0.87
025
.369
363
3S2
0T15
BPC
H34
2 to
H36
1 (U
pper
Gan
gkha
S/S
)0.
430
0.43
025
.799
325
3S2
0T16
BPC
H36
1 to
H37
3(Lo
wer
Gan
gkha
S/S
)0.
810
0.81
026
.609
325
3S2
0T17
BPC
H37
3 to
H38
1 (T
off)
0.50
90.
509
27.1
183
H38
1 to
H39
8 (C
hebe
kha
S/S)
1.01
31.
013
28.1
313
633
S20T
18B
PCH
398
to H
405
(T o
ff)0.
640
0.64
028
.771
3H
405
to H
408
(Kin
zang
ling
S/S)
0.21
80.
218
28.9
893
633
S20T
19B
PCH
405
to H
414
(T o
ff)0.
272
0.27
229
.261
3H
414
to H
416
(Lek
okha
S/S
)0.
131
0.13
129
.392
363
3S2
0T20
BPC
H41
4 to
H42
6 (T
off)
0.69
10.
691
30.0
833
H42
6 to
H44
3 (G
angj
u S/
S)1.
687
1.68
731
.770
363
3S2
0T21
BPC
H42
6 to
H44
6 (S
amte
ngan
g S/
S)0.
171
0.17
131
.941
363
3S2
0T22
BPC
H44
6 to
H45
9 (T
off)
1.01
31.
013
32.9
543
H45
9 to
H46
1 (U
pper
Gel
ekha
S/S
)0.
094
0.09
433
.048
363
3S2
0T23
BPC
H46
1 to
H46
2 (L
ower
Gel
ekha
S/S
)0.
009
0.00
933
.057
363
3S2
0T24
BPC
H45
9 to
H47
2 (T
off)
0.
740
0.74
033
.797
3H
472
to H
474
(Nis
hokh
a S/
S)0.
090
0.09
033
.887
363
3S2
0T25
BPC
H47
2 to
H48
2 (L
angk
ilo S
/S)
0.43
10.
431
34.3
183
633
S20T
26B
PCH
381
to H
486
(T o
ff)0.
319
0.31
934
.637
3H
486
to H
503(
T of
f)1.
132
1.13
235
.769
3H
503
to H
505
(Rey
bekh
a S/
S)0.
087
0.08
735
.856
363
3S2
0T27
BPC
H50
3 to
H51
7 (N
abes
a S/
S)0.
784
0.78
436
.640
363
3S2
0T28
BPC
H48
6 to
H52
0 (C
hung
sikh
a S/
S)0.
187
0.18
736
.827
363
3S2
0T29
BPC
H52
0 to
H52
6 (T
off)
0.48
30.
483
37.3
103
H52
6 to
H53
4 (D
agi G
onpa
S/S
)0.
623
0.62
337
.933
325
3S2
0T30
BPC
H53
4 to
H53
5 (E
nd p
ole)
0.05
80.
058
37.9
913
H52
6 to
H53
6 (T
off)
0.06
10.
061
38.0
523
H53
6 to
H54
6 (M
arbo
le F
acto
ry)
0.60
90.
609
38.6
613
500
3S2
0T31
PVT
Tab
le 1
: Lin
e de
tails
for
33 k
V li
ne fr
om L
obe y
sa S
ubst
atio
n to
Kho
tokh
a, N
obdi
ng, D
angc
hu,P
hobj
ikha
.
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
33kV
Fee
der
II L
obey
sa to
Pho
bjik
ha
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H53
6 to
H55
2 (D
omkh
a S/
S)0.
457
0.45
739
.118
325
3S2
0T32
BPC
H55
2 to
H56
2 (T
Off)
0.72
80.
728
39.8
463
H56
2 to
H56
3 (L
ower
Am
pekh
a S/
S)0.
024
0.02
439
.870
363
3S2
0T33
BPC
H56
2 to
H57
2 (T
off)
0.62
80.
628
40.4
983
H57
2 to
H59
0 (U
pper
Am
pekh
a S/
S)1.
251
1.25
141
.749
363
3S2
0T34
BPC
H57
2 to
H59
4 (K
azhi
S/S
)0.
191
0.19
141
.940
363
3S2
0T35
BPC
H59
4 to
H60
4 (J
agat
okha
S/S
)0.
625
0.62
542
.565
363
3S2
0T36
BPC
H60
4 to
H61
8 (L
ingk
habj
i S/S
)0.
883
0.88
343
.448
363
3S2
0T37
BPC
H61
8 to
H63
0 (T
off)
0.82
70.
827
44.2
753
H63
0 to
H63
1 (C
hung
du S
/S)
0.05
90.
059
44.3
343
633
S20T
38B
PCH
630
to H
643
(T o
ff)0.
819
0.81
945
.153
3H
643
to H
646
(Che
tokh
a S/
S)0.
285
0.28
545
.438
363
3S2
0T39
BPC
H64
3 to
H64
9 (D
ohaw
a S/
S)0.
275
0.27
545
.713
363
3S2
0T40
BPC
H22
2 to
H66
2 (P
hang
yul G
onpa
S/S
)1.
189
1.18
946
.902
363
3S2
0T41
BPC
H85
to H
686(
T of
f)1.
363
1.36
348
.265
3H
686
to H
711
(Khu
jula
Lha
khan
g S/
S)1.
680
1.68
049
.945
363
3S2
0T43
BPC
H68
6 to
H73
7 (T
off)
2.41
72.
417
52.3
623
H73
7 to
H74
0 (H
ebes
a I S
/S)
0.11
50.
115
52.4
773
633
S20T
44B
PCH
737
to H
750
(Heb
esa
II S/
S)0.
828
0.82
853
.305
363
3S2
0T45
BPC
H74
0 to
H77
1 (T
shok
otha
ngka
S/S
)1.
596
1.59
654
.901
363
3S2
0T46
BPC
H75
0 to
H78
0 (T
off)
0.69
60.
696
55.5
973
H78
0 to
H78
5 (Y
uesa
Wom
S/S
)0.
515
0.51
556
.112
363
3S2
0T47
BPC
H78
5 to
H79
0 (T
off)
0.33
90.
339
56.4
513
H79
0 to
H79
9 (Y
usa
Gom
S/S
)0.
433
0.43
356
.884
363
3S2
0T48
BPC
H79
0 to
H81
3 (G
omch
umo
S/S)
1.06
11.
061
57.9
453
633
S20T
49B
PCH
813
to H
838
(Nab
esa
S/S)
1.71
91.
719
59.6
643
633
S20T
50B
PCH
780
to H
851
(Hal
i S/S
)0.
900
0.90
060
.564
363
3S2
0T51
BPC
H59
0 to
H86
4 (L
ower
Kom
atha
ng S
/S)
1.04
51.
045
61.6
093
633
S20T
52B
PCH
864
to H
876
(Kom
atha
ng D
zong
S/S
)0.
999
0.99
962
.608
330
3S2
0T53
BPC
H63
1 to
H89
1 (L
umch
ey S
/S)
1.27
91.
279
63.8
873
303
S20T
54B
PCH
891
to H
903
(T o
ff)1.
070
1.07
064
.957
3B
PCH
903
to H
904
(Dja
kte
& J
OLO
S/S
)0.
101
0.10
165
.058
363
3S2
0T55
BPC
H90
3 to
H91
9 (D
echo
ling
Gon
pa S
/S)
1.38
11.
381
66.4
393
253
S20T
56B
PCH
332
to H
946
(T o
ff)1.
577
1.57
768
.016
3H
496
to H
949
(Tik
et z
ampa
S/S
)0.
173
0.17
368
.189
363
3S2
0T57
BPC
H94
6 to
H96
6 (T
off)
1.12
71.
127
69.3
163
H96
6 to
H96
7 (W
ache
y w
om S
/S)
0.03
90.
039
69.3
553
633
S20T
58B
PCH
966
to H
1003
(Tas
ila R
opew
ay S
/S)
3.05
43.
054
72.4
093
125
3S2
0T6
BPC
H10
03 to
H10
35 (T
off)
2.17
02.
170
74.5
793
H10
35 to
H10
46 (S
ubes
a S/
S)0.
846
0.84
675
.425
330
3S2
0T59
BPC
H10
35 to
H10
65 (S
ewag
ang
S/S)
1.21
51.
215
76.6
403
303
S20T
65B
PCH
1065
to H
1069
(T o
ff)0.
320
0.32
076
.960
3H
1069
to H
1078
(Esa
S/S
)0.
632
0.63
277
.592
363
3S2
0T62
BPC
H10
78 to
H10
96 (T
off)
1.30
41.
304
78.8
963
H10
96 to
H10
97 (Z
ongp
hey
S/S)
0.08
20.
082
78.9
783
633
S20T
60B
PCH
1096
to H
1119
(Gen
sa S
/S)
1.97
31.
973
80.9
513
303
S20T
64B
PCH
1069
to H
1128
(Gan
gric
hen
S/S)
0.61
90.
619
81.5
703
633
S20T
65B
PCH
1128
to H
1136
(Rin
chen
ling
S S/
S)0.
530
0.53
082
.100
325
03
S20T
66B
PCH
967
to H
1148
(Wac
hey
gom
o S/
S)
0.66
50.
665
82.7
653
633
S20T
67B
PCH
1148
to H
1185
( G
anzi
ngkh
a S/
S)2.
608
2.60
885
.373
363
3S2
0T68
BPC
H11
85 to
H12
00 (O
mch
enga
ng S
/S)
0.85
80.
858
86.2
313
303
S20T
69B
PCH
1200
to H
1214
(Kan
gchi
kew
a S/
S)0.
993
0.99
387
.224
363
3S2
0T70
BPC
H12
14 to
H12
77 (K
hele
kha
S/S)
4.23
84.
238
91.4
623
633
S20T
71B
PCH
1097
to H
1287
(T o
ff)0.
774
0.77
492
.236
3H
1287
to H
1326
(She
lley
S/S)
3.04
43.
044
95.2
803
633
S20T
72B
PCH
919
to 1
348
(T o
ff)2.
033
2.03
397
.313
3H
1348
to H
1373
(Dam
chut
hang
S/S
)2.
218
2.21
899
.531
363
3S2
0T73
BPC
H13
73 to
H13
84 (T
amji
S/S)
1.03
01.
030
100.
561
363
3S2
0T74
BPC
1
Lobe
ysa
Subs
tatio
n (6
6/33
kV,
33kV
Fee
der I
I Lo
beys
a to
Pho
bjik
ha
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H13
84 to
H14
12 (Z
habj
ey L
hakh
ang
S/S)
2.00
02.
000
102.
561
363
3S2
0T75
BPC
H14
12 to
H14
30 (Y
eshi
Sam
telin
g S/
S)1.
050
1.05
010
3.61
13
633
S20T
76B
PCH
649
to H
1436
(Pan
gkha
r A S
/S)
0.73
80.
738
104.
349
325
2S2
0T77
BPC
H14
36 to
143
9 (P
hang
khar
B S
/S)
0.44
70.
447
104.
796
325
2S2
0T78
BPC
H11
29 to
H14
65 (T
off)
1.67
01.
670
106.
466
3H
1465
to H
1558
(T o
ff)7.
904
7.90
411
4.37
03
H15
58 to
H15
76 (T
off)
1.82
81.
828
116.
198
3H
1576
to H
1647
5.
721
5.72
112
1.91
93
H77
1 to
H16
62 (T
off)
1.11
01.
110
123.
029
3H
1162
to H
1163
(Jan
a G
oenp
a S/
S)0.
052
0.05
212
3.08
13
102
S20T
79B
PCH
1662
to H
1675
(Lam
itshe
kha
S/S)
1.19
01.
190
124.
271
325
2S2
0T80
BPC
H44
3 to
H11
691
(T o
ff)1.
493
1.49
312
5.76
43
H16
91 to
H16
99 (D
hakh
u S/
S)0.
516
0.51
612
6.28
03
252
S20T
81B
PCH
1691
to H
1713
(T-o
ff)1.
339
1.33
912
7.61
93
H17
13 to
H17
21 (P
hase
ytok
ha S
/S)
0.62
70.
627
128.
246
325
2S2
0T82
BPC
H17
13 to
H17
25 (P
hade
ykha
S/S
)0.
216
0.21
612
8.46
23
252
S20T
83B
PCH
1713
to H
1738
(Kha
min
a A
S/S
)1.
025
1.02
512
9.48
72
102
S20T
84B
PCH
1277
to H
1749
(T o
ff)0.
890
0.89
013
0.37
73
H17
49 to
H17
83 (T
Off)
2.99
92.
999
133.
376
3H
1783
to H
1800
(T o
ff)1.
583
1.58
313
4.95
93
H18
00 to
H18
06 (A
dha
Gan
gchu
S/S
)0.
219
0.21
913
5.17
82
102
S20T
85B
PCH
1800
to H
1847
(T o
ff)2.
860
2.86
013
8.03
83
H18
47 to
H18
50 (N
obdi
ng S
choo
l S/S
)0.
190
0.19
013
8.22
83
633
S20T
86B
PCH
1847
to H
1855
Nob
ding
Tow
n S/
S)0.
594
0.59
413
8.82
23
125
3S2
0T87
BPC
H18
55 to
H18
93 (D
ungd
unes
a S/
S)3.
141
3.14
114
1.96
33
633
S20T
88B
PCH
1783
to H
1903
(Rac
how
S/S
)0.
922
0.92
214
2.88
53
253
S20T
89B
PCH
1903
to H
1919
(Tan
gakh
a S/
S)1.
449
1.44
914
4.33
43
253
S20T
90B
PCH
1919
to H
1944
(Lok
hach
ey S
/S)
2.62
62.
626
146.
960
316
3S2
0T91
BPC
H15
58 to
H19
56 (G
ogon
a C
hew
a S/
S)0.
932
0.93
214
7.89
23
633
S20T
92B
PCH
1956
to H
1967
(Tha
ngka
S/S
)0.
685
0.68
514
8.57
73
253
S20T
140
BPC
H18
93 to
H19
75 (T
off)
0.62
90.
629
149.
206
3H
1975
to H
2009
(Pel
ela
Tele
com
S/S
)2.
421
2.42
115
1.62
73
633
S20T
154
BPC
H20
08 to
H20
32 (T
off)
1.51
81.
518
153.
145
3H
2032
to H
2050
(Gan
gchu
dor S
/S)
1.35
61.
356
154.
501
210
2S2
0T95
BPC
H20
50 to
H20
72 (G
angc
hukh
a S/
S)2.
035
2.03
515
6.53
62
252
S20T
96B
PCH
2032
to H
2078
(T o
ff)0.
593
0.59
315
7.12
93
H20
78 to
H20
80 (L
ongt
ey S
/S)
0.10
80.
108
157.
237
263
2S2
0T97
BPC
H20
78 to
209
4 (T
off)
1.23
81.
238
158.
475
3H
2094
to 2
099
(T o
ff)0.
469
0.46
915
8.94
43
H20
99 to
210
5 (Y
angt
rue
S/S)
0.47
30.
473
159.
417
325
2S2
0T98
BPC
H20
99 to
211
7 (L
ogm
ey S
/S)
1.03
61.
036
160.
453
325
03
S20T
99B
PCH
2117
to H
2140
(Bum
elo
S/S)
1.95
01.
950
162.
403
363
3S2
0T13
7B
PCH
2140
toH
2149
T o
ff)0.
928
0.92
816
3.33
13
H21
49 to
H21
57 (T
off)
0.64
80.
648
163.
979
3H
2157
to H
2166
(Reb
ena
S/S)
0.96
70.
967
164.
946
325
2S2
0T10
0B
PCH
2157
to H
2169
(Phu
ntsh
o M
erry
S/S
)0.
319
0.31
916
5.26
53
633
S20T
101
BPC
H21
49 to
H21
83 (L
ower
Ruk
ubji
S/S)
1.30
41.
304
166.
569
310
2S2
0T10
2B
PCH
2183
to H
2192
(T o
ff)0.
658
0.65
816
7.22
73
H21
92 to
H22
02 (C
haza
m A
S/S
)1.
235
1.23
516
8.46
23
633
S20T
103
BPC
H22
02 to
H22
06 (C
haza
m B
S/S
)0.
464
0.46
416
8.92
63
633
S20T
104
BPC
H22
06 to
H22
11 (T
off)
0.48
60.
486
169.
412
3H
2211
to H
2227
(Dar
elo
S/S)
1.73
91.
739
171.
151
363
3S2
0T10
5B
PCH
2227
to H
2231
(T o
ff)0.
328
0.32
817
1.47
93
H22
31 to
H22
36 (W
angd
ue G
onpa
S/S
)0.
396
0.39
617
1.87
53
633
S20T
106
BPC
H22
31 to
H22
46 (S
choo
l S/S
)1.
137
1.13
717
3.01
23
633
S20T
107
BPC
H22
46 to
H22
50 (T
off)
0.46
90.
469
173.
481
3H
2250
to H
2256
(Lam
ji S/
S)0.
729
0.72
917
4.21
02
252
S20T
108
BPC
H22
50 to
H22
63 (R
ange
offi
ce S
/S)
0.86
70.
867
175.
077
363
3S2
0T15
5B
PC
2x5M
VA
)
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H22
63 to
H22
65 (T
off)
0.28
10.
281
175.
358
2H
2265
to H
2266
(Lub
zor A
S/S
)0.
153
0.15
317
5.51
12
162
S20T
109
BPC
H22
65 to
H22
69 (L
ubzo
r B S
/S)
0.25
60.
256
175.
767
225
2S2
0T11
0B
PCH
2265
to H
2275
(Ziri
S/S
)1.
136
1.13
617
6.90
32
252
S20T
111
BPC
H18
93 to
H22
92 (T
off)
1.36
71.
367
178.
270
2H
2292
to H
2296
(Rid
a G
onpa
S/S
)0.
406
0.40
617
8.67
62
632
S20T
112
BPC
H22
96 to
H23
10 (R
ida
Wom
S/S
)1.
227
1.22
717
9.90
32
632
S20T
113
BPC
H22
92 to
H23
18 (T
off)
1.22
21.
222
181.
125
2H
2318
to H
2324
(Yus
agan
g S/
S)0.
442
0.44
218
1.56
72
252
S20T
114
BPC
H23
18 to
H23
52 (T
off)
4.53
64.
536
186.
103
2H
2352
to H
2355
(Tas
hidi
ngkh
a S/
S)0.
482
0.48
218
6.58
52
252
S20T
115
BPC
H23
52 to
H23
66 (T
sheg
ona
S/S)
1.93
71.
937
188.
522
225
2S2
0T11
6B
PCH
2366
to H
2373
(T o
ff)0.
953
0.95
318
9.47
52
H23
73 to
H23
74 (T
off)
0.04
30.
043
189.
518
2H
2374
to H
2376
(Dos
ina
S/S)
0.14
20.
142
189.
660
210
2S2
0T11
7B
PCH
2374
to H
2380
(T o
ff)0.
380
0.38
019
0.04
02
H23
80 to
H23
82 (C
huba
r Cho
rten
S/S)
0.19
40.
194
190.
234
216
2S2
0T11
8B
PCH
2380
to H
2385
(Chu
br S
/S)
0.38
70.
387
190.
621
210
2S2
0T11
9B
PCH
2385
to H
2388
(Dan
gchu
Gon
pa S
/S)
0.37
40.
374
190.
995
225
2S2
0T12
0B
PCH
2373
to H
2390
(Sch
ool S
/S)
0.36
10.
361
191.
356
225
2S2
0T12
1B
PCH
2380
to H
2393
(T o
ff)0.
430
0.43
019
1.78
62
H23
93 to
H23
95 (L
amsa
y S/
S)0.
238
0.23
819
2.02
42
252
S20T
122
BPC
H23
93 to
H23
97 (T
off)
0.15
20.
152
192.
176
2H
2397
to H
2399
(T o
ff)0.
331
0.33
119
2.50
72
H23
99 to
H24
05 (T
amla
S/S
)0.
586
0.58
619
3.09
32
252
S20T
123
BPC
H23
99 to
H24
21 (L
umzu
r S/S
)1.
936
1.93
619
5.02
92
252
S20T
124
BPC
H23
97 to
H24
26 (K
hasa
y S/
S)0.
709
0.70
919
5.73
82
162
S20T
125
BPC
H24
26 to
H24
32 (G
obja
S/S
)0.
746
0.74
619
6.48
42
252
S20T
126
BPC
H22
11 to
H24
56 (T
off)
1.64
51.
645
198.
129
3H
2456
to H
2458
(Tsa
gatin
tin S
/S)
0.27
90.
279
198.
408
210
2S2
0T12
7B
PCH
2456
to H
246
0 (T
off)
0.28
60.
286
198.
694
3H
2460
to H
2464
(Nan
gkha
S/S
)0.
536
0.53
619
9.23
02
252
S20T
128
BPC
H24
60 to
H24
68 (R
abu
S/S)
0.59
10.
591
199.
821
210
2S2
0T12
9B
PCH
711
to H
2490
(Pan
gsho
S/S
)2.
351
2.35
120
2.17
23
162
S20T
130
BPC
H12
87 to
H25
06 (C
hebi
gang
S/S
)1.
451
1.45
120
3.62
33
252
S20T
131
BPC
H14
65 to
H25
26 (D
eche
ndra
phu
S/S)
1.68
11.
681
205.
304
310
2S2
0T13
2B
PCH
1749
to H
2546
(Gog
a S/
S)2.
141
2.14
120
7.44
52
252
S20T
133
BPC
H16
45 to
H25
49 (P
hobj
ikha
S/S
)0.
201
0.20
120
7.64
63
H24
64 to
H25
87 (S
ekta
S/S
)4.
509
4.50
921
2.15
52
252
S20T
134
BPC
H20
94 to
H25
88 (T
sham
dro
S/S
Pvt)
0.10
40.
104
212.
259
363
3PV
TH
1576
to H
2593
(Chu
bja
S/S)
0.35
40.
354
212.
613
325
3S2
0T14
2B
PCH
1975
to H
2596
(Dun
gdun
esa
Ston
e Q
uarry
S/S
)0.
297
0.29
721
2.91
03
500
3PV
TH
1975
to H
2619
2.
469
2.46
921
5.37
93
250
S20T
144
H26
20 to
H27
31
11.1
6511
.165
226.
544
3H
2311
to H
2753
(Zee
l S/S
)2.
359
2.35
922
8.90
33
163
S20T
148
BPC
H24
20 to
278
3 (T
aksa
r S/S
)3.
129
3.12
923
2.03
23
163
S20T
149
BPC
H16
91 to
279
8 (C
heni
Dzo
ng S
/S)
1.42
41.
424
233.
456
316
3S2
0T15
0B
PCH
2192
to H
2821
(Chu
serb
u S/
S)2.
130
2.13
023
5.58
63
315
S20T
156
PvT
H28
21 to
H29
08 (T
appi
ng fr
om N
ikac
hu)
9.89
99.
899
245.
485
H13
48 to
H29
21 (S
eel S
/S)
1.10
51.
105
246.
590
330
3S2
0T15
2B
PCH
1903
to H
2934
(Lur
S/S
)1.
230
1.23
024
7.82
03
252
S20T
153
BPC
H27
31 to
Pho
bjik
ha S
/S0.
020
247.
840
32X
2.5M
VA
3B
PCT
otal
22.0
3610
5.79
110
8.82
811
.165
0.02
024
7.82
024
7.84
083
50.0
00
Lobe
sa(H
000)
to H
05 (T
off
to)
0.60
40.
604
0.60
43
H05
to H
08 (C
NR
Sub
stat
ion)
0.09
70.
097
0.70
13
500
3S3
0T1
H05
to H
011(
T O
ff)0.
132
0.13
20.
833
3
11kV
Fee
der
III
Lob
e ysa
SS
to K
inga
ling
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H01
1 to
H01
4 (E
nd p
oint
, to
be re
mov
ed)
0.10
60.
106
0.93
93
H01
1 to
H02
80.
568
0.56
81.
507
3H
028
to 4
9 (T
Off)
1.29
71.
297
2.80
43
H04
9 to
H05
3 K
inga
ling
Hot
el S
/S0.
193
0.19
32.
996
350
03
S30T
2H
049
to H
570.
186
0.18
63.
182
3H
057
to H
67 (N
ew H
ospi
tal S
/S)
0.88
50.
885
4.06
73
2000
3S3
0T3
H00
8 to
H70
(To
CN
R P
acka
ge S
/S)
0.09
20.
092
4.15
93
H70
to H
71 (C
NR
pac
kage
S/S
)0.
250
0.25
04.
409
350
03
S30T
4T
otal
1.54
50.
002.
614
0.00
0.00
0.25
4.40
94.
409
3500
H00
0 to
H00
60.
524
0.52
40.
524
3H
006
to H
021
(T o
ff)1.
098
1.09
81.
622
3H
021
to H
022
(DIW
C S
/S)
0.07
40.
074
1.69
63
315
3S4
0T2
H02
1 to
H04
9 (T
off)
2.20
02.
200
3.89
63
H04
9 to
H19
0 (U
pper
Tow
n S/
S)0.
122
0.12
24.
018
375
03
S40T
11H
049
to H
054
(T o
ff)0.
335
0.33
54.
353
H54
to H
055
(Ret
sha
S/S)
0.04
20.
042
4.39
53
250
3S4
0T3
H05
4 to
H07
1 (T
off)
0.91
70.
917
5.31
23
H07
1 to
H01
38 (R
BA
Can
teen
SS)
0.
481
0.48
15.
793
375
03
S40T
13H
071
to H
088(
T of
f)1.
082
1.08
26.
875
3H
088
to H
089
(Rab
una
Jail
S/S)
0.03
10.
031
6.90
63
633
S40T
4H
088
to H
098
(T o
ff)0.
748
0.74
87.
654
3H
098
to H
105
(Nye
lekh
a S/
S)0.
322
0.32
27.
976
350
3S4
0T5
H09
8 to
H11
9 (T
off)
1.38
61.
386
9.36
23
H11
9 to
H12
0 (P
WD
Rab
una
S/S)
0.03
40.
034
9.39
63
253
S40T
6H
119
to H
124
(T o
ff)0.
448
0.44
89.
844
3H
124
to H
132
(Rab
una
SS)
0.63
00.
630
10.4
743
253
S40T
140
H13
2 to
H15
3 (K
ichu
Res
ort S
/S)
2.05
02.
050
12.5
253
250
3S4
0T7
H15
3 to
H15
8 (C
huzo
msa
S/S
)0.
522
0.52
213
.046
312
53
S40T
8H
124
to H
171
(Pal
ukha
S/S
)0.
756
0.75
613
.802
325
3S4
0T9
H17
1 to
H18
9 (Z
amdi
ng S
/S)
1.17
61.
176
14.9
793
633
S40T
10H
138
to H
139
(T o
ff)0.
084
0.08
415
.063
3H
139
to H
143
(T o
ff)0.
288
0.28
815
.351
3H
143
to H
148
(Tel
ecom
S/S
)0.
306
0.30
615
.657
325
03
S40T
14H
143
to H
171(
T of
f)2.
316
2.31
617
.973
3H
171
to H
177
(Pet
akar
p S/
S)0.
321
0.32
118
.294
331
53
S40T
15H
171
to H
183
(PW
D H
esot
hang
ka S
/S)
0.46
10.
461
18.7
553
500
3S4
0T16
H18
3 to
H18
4 (T
off)
0.08
40.
084
18.8
393
H18
4 to
H18
9 ( M
icro
Pow
er H
ose
S/S)
0.36
20.
362
19.2
013
400
3S4
0T17
H18
4 to
H21
2 (P
angt
sho
S/S)
1.43
71.
437
20.6
383
633
S40T
18H
212
to H
224
(T o
ff)1.
027
1.02
721
.665
3H
224
to H
226
(Mas
apot
o S/
S)0.
235
0.23
521
.900
363
3S4
0T19
H22
4 to
H23
4(T
off)
0.52
50.
525
22.4
253
H23
4 to
H23
9 (C
hang
chey
S/S
)0.
425
0.42
522
.850
363
3S4
0T20
H23
4 to
H24
6 (T
off)
0.52
80.
528
23.3
783
H24
6 to
H25
1 (K
hem
pajic
hu S
/S)
0.28
0.28
23.6
583
633
S40T
21H
227
to H
259
(T o
ff)0.
902
0.90
224
.560
3H
259
to H
268
(Gum
ina
S/S)
1.10
11.
101
25.6
613
503
S40T
22H
268
to H
298(
Low
er M
asak
ha S
/S)
1.79
21.
792
27.4
533
H29
8 to
H31
6 (L
awak
ha S
/S)
0.86
10.
861
28.3
143
633
S40T
24H
278
to H
319
(T o
ff)0.
306
0.30
628
.620
3H
319
to H
322
(Cha
ngkh
a S/
S)0.
338
0.33
828
.958
363
3S4
0T25
H32
2 to
H32
4 (T
off)
0.25
40.
254
29.2
123
H32
4 to
H32
8 (P
hakh
a S/
S)0.
451
0.45
129
.663
325
3S4
0T26
H31
9 to
H33
9 (L
ower
Shi
ngkh
e S/
S)1.
195
1.19
530
.858
325
3S4
0T27
H33
9 to
H34
4 (U
pper
Shi
ngkh
e S/
S)0.
354
0.35
431
.212
325
3S4
0T28
2
Lobe
ysa
Subs
tatio
n (6
6/11
kV,
2x5M
VA
)
11kV
feed
er II
Lo
beys
a SS
to
Kin
galin
g11
11kV
Fee
der
IV L
obe y
sa S
S to
Chu
zom
sa/G
asel
o A
rea
3
Lobe
ysa
Subs
tatio
n (6
6/11
kV,
2x5M
VA
)
11kV
feed
er IV
Fro
m
Lobe
ysa
SS to
C
huzo
msa
/Gas
elo
area
11
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H27
3 to
H34
6 (G
asel
o H
igh
Scho
ol S
/S)
0.13
0.13
31.3
423
250
3S4
0T29
H25
9 to
H36
8 (K
ham
ina
S/S)
0.24
20.
242
31.5
843
503
S40T
32H
368
to H
375
(Kha
tokh
a S/
S)0.
485
0.48
532
.069
325
3S4
0T33
H24
6 to
H40
0 (J
aphu
S/S
)1.
557
1.55
733
.626
363
3S4
0T34
H13
9 to
H40
1 (R
BA
fim
ily S
/S)
0.08
0.08
33.7
063
500
3S4
0T35
H48
7 to
H40
2 (T
off)
0.09
90.
099
33.8
053
H40
2 to
H42
4 (R
inch
enga
ng N
ear B
oD)
1.04
91.
049
34.8
543
315
3S4
0T36
H99
H42
5 (E
nd p
ole)
0.05
50.
055
34.9
093
H32
4 to
H48
5 (S
harip
angk
ha S
/S)
3.81
03.
8138
.719
216
2S4
0T39
H16
8 to
H48
8 (T
Off)
0.29
50.
295
39.0
143
H48
8 to
H49
1 Pe
taka
p S/
S)0.
139
0.13
939
.153
350
03
S40T
38N
ew D
zong
USS
0.26
0.26
39.4
133
500
3S4
0T41
Win
d po
wer
0.21
0.21
39.6
233
503
S40T
50H
491
to H
495
(New
Dan
gchu
k S/
S)0.
112
0.11
239
.735
325
03
S40T
39T
otal
1.04
90.
000
34.4
943.
810
0.00
00.
382
39.7
3539
.735
7178
H00
0 to
H00
6 (T
off)
0.45
10.
451
0.45
13
H00
6 to
H01
8 (T
shok
hana
A S
/S)
1.03
21.
032
1.48
33
100
3S5
0T1
H01
8 to
H02
5 (T
shok
hana
B S
/S)
0.55
70.
557
2.04
363
3S5
0T36
H02
5 to
H02
7 (W
angj
okha
S/S
)0.
237
0.23
72.
277
325
03
S50T
2H
027
to H
030
(T o
ff)0.
206
0.20
62.
483
3H
030
to H
036
(T o
ff)0.
446
0.44
62.
929
3H
036
to H
041
0.45
70.
457
3.38
63
H04
0 to
H04
20.
034
0.03
43.
423
H03
4 to
H04
30.
028
0.02
83.
448
3H
043
to H
054
(VTI
Sam
than
g S/
S)1.
031.
034.
478
350
03
S50T
4H
036
to H
064
(Mat
alun
gchu
S/S
)0.
723
0.72
35.
201
325
3S5
0T5
H06
4 to
H07
9 (T
off)
1.58
71.
587
6.78
83
H07
9 to
H08
4 (L
umpa
S/S
)0.
493
0.49
37.
281
325
3S5
0T6
H03
0 to
H09
7 (B
ajo
Hig
h Sc
hool
S/S
)0.
828
0.82
88.
109
350
03
S50T
7H
97 to
H99
(T o
ff)0.
112
0.11
28.
221
3H
99 H
103
(T o
ff)0.
377
0.37
78.
598
3H
103
to H
105
(Nas
eep
S/S)
0.11
40.
114
8.71
23
315
3S5
0T8
H10
3 to
H10
8 (T
off)
0.24
50.
245
8.95
73
H10
8 to
H10
9 ( R
NR
RC
Baj
o S/
S)0.
047
0.04
79.
004
325
03
S50T
9H
109
to H
117
(Low
er M
arke
t S/S
)0.
481
0.48
19.
485
350
03
S50T
10H
117
to H
119
(Rin
chen
gang
S/S
)0.
278
0.27
89.
763
331
53
S50T
11H
108
to H
124
(RB
A S
/S)
0.25
70.
257
10.0
23
500
3S5
0T12
H79
to H
349
(Om
tokh
a S/
S)0.
323
0.32
310
.343
312
53
S50T
30H
006
to H
363
(Dor
angt
hang
S/S
)0.
953
0.95
311
.296
363
3S5
0T31
H42
5 to
H42
6 (L
ower
Tow
n S/
S)0.
069
0.06
911
.365
375
03
S50T
37H
41 to
H42
8 (T
off)
0.07
20.
072
11.4
373
H42
8 to
H43
2 (T
hang
u S/
S)0.
110.
1111
.547
325
03
S50T
3T
otal
0.24
411
.234
0.00
00.
069
11.5
4711
.547
4531
Bas
ochu
(H00
0 to
H00
8 ) R
uric
hu P
ower
Hou
se S
/S0.
430
0.43
00.
430
325
03
S10T
1B
PC
H00
8 to
H02
0 (R
uric
hu T
elec
om S
/S)
0.79
80.
798
1.22
83
500
3S1
0T2
BPC
H00
8 to
H03
6 (T-
off)
1.11
61.
116
2.34
43
BPC
H03
6 to
H04
0 (P
HPA
Wor
ksho
p S/
S)
0.27
60.
276
2.62
03
630
3S1
0T3
PVT
H03
6 to
H05
2 (T
off)
1.01
81.
018
3.63
83
633
S10T
4B
PCH
052
to H
072 (
Dem
a V
asti
S/S)
1.68
81.
688
5.32
63
162
S10T
6B
PCH
052
to H
085(
Mep
huna
S/S
)0.
949
0.94
96.
275
316
3S1
0T13
BPC
H08
5 to
H11
3 (T
-Off
)2.
087
2.08
78.
362
3H
113
to H
116
(Gen
kha
S/S)
0.19
50.
195
8.55
73
163
S10T
7B
PC
11kV
Fee
der
V L
obe y
sa S
S to
Baj
o T
own&
RB
A a
rea
4
Lobe
ysa
Subs
tatio
n (6
6/11
kV,2
x5M
VA
)
11kV
Fee
der V
Lo
beys
a SS
to B
ajo
Tow
n11
11kV
Fee
der
IV B
asoc
hu S
S to
Mep
huna
, Heb
esa,
Tap
chak
ha a
rea
5B
asoc
hu
Subs
tatio
n (6
6/11
kV,5
MV
A)
11 k
V F
eede
r IV
fro
m B
asoc
hu to
H
esok
ha11
kV
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H11
6 to
H12
8 (T
off
)0.
944
0.94
49.
501
3H
128
to H
144(
T of
f to
Inta
ke)
1.22
11.
221
10.7
223
H14
4 to
H14
6 (In
take
S/S
)0.
089
0.08
910
.811
3S1
0T8
Tran
sfor
mer
Rem
oved
at S
H14
6 to
H16
8 (In
take
top
S/S
)1.
707
1.70
712
.518
325
03
S10T
9B
PCH
168
to H
180
(Hes
okha
S/S
)1.
367
1.36
713
.885
316
3S1
0T10
BPC
H11
3 to
H19
5 (T
apch
eykh
a S/
S)1.
135
1.13
515
.020
316
3S1
0T11
BPC
H12
9 to
H20
8 (S
ento
kha
S/S)
1.32
81.
328
16.3
482
162
S10T
12B
PCT
otal
15.0
201.
328
016
.348
16.3
4817
89
H00
0 to
H03
0 (T
off)
1.90
11.
901
1.90
13
H03
0 to
H03
6 (R
uric
hu S
/S)
0.35
70.
357
2.25
83
250
3S7
0T1
H03
6 to
H09
0 (T
off)
4.23
64.
236
6.49
33
H09
0 to
H10
8 (B
aych
u S/
S)1.
149
1.14
97.
642
375
03
S70T
2H
090
to H
127
(Poo
nma
S/S)
1.39
31.
393
9.03
53
253
S70T
3H
127
to H
131
(T o
ff)0.
471
0.47
19.
506
3H
131
to H
132
(Kha
mey
S/S
)0.
056
0.05
69.
561
363
3S7
0T4
H13
1 to
H14
4 (K
hate
y S/
S)0.
864
0.86
410
.425
363
3S7
0T5
H30
to H
157
(T o
ff)0.
952
0.95
211
.377
3H
157
to H
160
(Rec
hekh
a S/
S)0.
196
0.19
611
.573
325
3S7
0T6
H15
7 to
H17
9 (U
lla S
/S)
1.31
61.
316
12.8
893
633
S70T
7H
160
to H
204
(Jal
la S
/S)
1.99
41.
994
14.8
833
633
S70T
8H
108
to H
225
(T o
ff)1.
629
1.62
916
.512
3H
225
to H
226
(Ges
okha
S/S
)0.
028
0.02
816
.540
325
3S7
0T9
H22
5 to
H24
5 (T
off)
1.64
61.
646
18.1
863
H24
5 to
H25
2 (J
arig
ang
S/S)
0.41
30.
413
18.5
993
633
S70T
10H
245
to H
288
(T o
ff)3.
415
3.41
522
.014
3H
288
to H
290
(Kam
ichu
S/S
)0.
139
0.13
922
.153
363
3S7
0T11
H28
8 to
H29
5 (T
off)
0.37
10.
371
22.5
243
H29
5 to
H31
5 (T
off)
1.89
81.
898
24.4
223
H31
5 to
H33
0 (Z
awa
S/S)
1.81
91.
819
26.2
413
253
S70T
12H
330
to H
343
(Yut
amo
S/S)
1.51
51.
515
27.7
563
163
S70T
13H
315
to H
402
(T o
ff)7.
093
7.09
334
.849
3H
402
to H
406
(T o
ff)0.
382
0.38
235
.231
3H
406
to H
408
(Lop
akha
A S
/S)
0.21
40.
214
35.4
453
253
S70T
14H
406
to H
410
(Lop
akha
B S
/S)
0.25
40.
254
35.6
993
253
S70T
15H
410
to H
411
(T o
ff)0.
081
0.08
135
.780
3H
411
to H
420
(Pha
ktak
ha S
/S)
0.74
70.
747
36.5
272
162
S70T
16H
411
to H
422(
Lopo
kha
B2
S/S)
0.14
30.
143
36.6
703
253
S70T
17H
422
to H
432
(Kag
o S/
S)1.
071
1.07
137
.741
210
2S7
0T18
H40
2 to
H45
1 (T
off)
1.75
11.
751
39.4
923
H45
1 to
H45
4 (L
omso
kha
S/S)
0.26
50.
265
39.7
572
102
S70T
19H
451
to H
455
(Gem
dro
S/S)
0.14
20.
142
39.8
993
163
S70T
20H
295
to H
498
(T o
ff)4.
832
4.83
244
.731
3H
498
to H
575
(T o
ff)6.
814
6.81
451
.545
3H
575
to H
594
(Tak
shac
hhu
S/S)
1.47
11.
471
53.0
163
125
3S7
0T21
H59
4 to
H66
6 (T
shar
a A
S/S
)6.
839
6.83
959
.855
325
3S7
0T22
H66
6 to
H66
7 (T
off)
0.21
20.
212
60.0
673
H66
7 to
H67
0 (T
shar
a B
S/S
)0.
173
0.17
360
.240
316
3S7
0T23
H66
7 to
H67
7 (T
off)
0.50
80.
508
60.7
483
H67
7 to
H67
8 (S
choo
l S/S
)0.
025
0.02
560
.773
325
3S7
0T24
H67
7 to
H68
3 (T
aksh
a S/
S)0.
429
0.42
961
.202
325
3S7
0T25
H68
3 to
H68
6 (T
aksh
a B
S/S
)0.
163
0.16
361
.365
316
3S7
0T26
H68
6 to
H70
0 (S
illey
S/S
)1.
082
1.08
262
.447
325
3S7
0T27
H49
8 to
H70
2 (P
insa
S/S
)0.
052
0.05
262
.499
363
3S7
0T28
H70
2 to
H73
2 (G
abak
ha S
/S)
2.73
02.
730
65.2
293
253
S70T
29H
575
to H
737
(Tsa
ngzo
msa
S/S
)0.
377
0.37
765
.606
310
2S7
0T30
11kV
Fee
der
III
Bas
ochu
SS
to J
alla
/Ulla
are
a
6B
asoc
hu
Subs
tatio
n (6
6/11
kV, 5
MV
A)
11kV
Fee
der I
II fro
m
Bas
ochu
Sub
stat
ion
to J
alla
/Ulla
11 k
V
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H73
7 to
H78
9 (H
arac
hhu
S/S)
4.64
64.
646
70.2
523
163
S70T
31H
789
to H
823
(Sam
than
g S/
S)2.
62.
600
72.8
523
253
S70T
32H
823
to H
838
(T o
ff)2.
182
2.18
275
.034
3H
383
to H
840
(Miti
na S
/S)
0.20
20.
202
75.2
363
253
S70T
33H
840
to H
851
(T o
ff)1.
313
1.31
376
.549
3H
851
to H
862
(Low
er R
ukha
S/S
)1.
395
1.39
577
.944
325
3S7
0T34
H86
2 to
H86
8 (U
pper
Ruk
ha S
/S)
0.72
10.
721
78.6
653
253
S70T
35H
851
to H
876
(Tha
phu
s/S)
0.78
80.
788
79.4
533
253
S70T
36H
875
to H
892
(Lam
ga S
/S)
2.38
12.
381
81.8
343
253
S70T
37H
838
to H
894
(Kas
hech
eko
S/S)
0.40
30.
403
82.2
373
102
S70T
38H
252
to H
919
( Jar
igan
g To
p S/
S)2.
449
2.44
984
.686
310
3S7
0T39
Tot
al40
.053
28.0
0216
.631
084
.686
84.6
8621
62
11kV
Bas
ochu
to H
000
0.02
0.02
H00
1 to
H04
7 2.
937
2.93
72.
937
H04
7 to
H05
4 (H
ebes
a Tu
nnel
)0.
442
0.44
23.
379
350
0S1
00T1
H54
to H
60 (H
ebes
a vi
llage
S/S
)0.
920.
924.
299
363
S100
T2H
60 to
H64
(Heb
esa
Scho
ol)
0.23
40.
234
4.53
33
250
S100
T3H
47 to
H65
(T o
ff)0.
059
0.05
94.
592
3H
65 to
H71
(T o
ff)0.
156
0.15
64.
748
3H
71 to
H90
(Yar
kay
Cam
p)1.
251.
255.
998
350
S100
T4H
90 to
H91
(Tof
f)0.
092
0.09
26.
093
H91
to H
139
(Inta
ke B
asac
hu)
3.65
73.
657
9.74
73
250
S100
T5H
139
to H
142
(End
Pol
e)0.
20.
29.
947
3T
otal
3.65
75.
136
1.15
40.
029.
967
9.94
711
13
Phob
jikha
S/S
to H
001
0.07
80.
078
0.07
83
H00
1 to
H16
(T o
ff)0.
518
0.51
80.
596
3H
16 to
H01
7 (P
hobj
ikha
BH
U S
/S)
0.01
80.
018
0.61
43
250
3S8
0T1
H01
7 to
H02
4 (T
off)
0.24
50.
245
0.85
93
H02
4 to
P1
(Eus
a Sh
ed S
/S)
0.43
10.
431
1.29
363
3S8
0T2
H02
4 to
H04
6 (U
pper
Dam
chen
Lha
khan
g S/
S)0.
926
0.92
62.
216
325
3S8
0T3
H04
6 to
H05
1 (T
off)
0.22
60.
226
2.44
23
H05
1 H
055
(Low
er D
amch
en L
hakh
ang
S/S)
0.13
40.
134
2.57
63
633
S80T
4H
051
to H
144(
Tapp
ing
to U
G)
3.23
53.
235
5.81
13
H14
4 to
P2
(Gan
gphe
l She
d S/
S)0
5.81
13
633
S80T
5P2
to H
145(
Tapp
ing
to H
V A
BC
)0.
483
0.48
36.
294
3H
145
to H
149(
Tapp
ing
to U
G)
0.12
0.12
6.41
43
H14
9 to
H15
0 (T
off)
0.50
10.
501
6.91
53
H15
0 to
H18
3 (Z
izi S
/S)
1.53
91.
539
8.45
43
633
S80T
6H
183
to H
249
(Sho
ba S
/S)
2.00
62.
006
10.4
63
633
S80T
7H
055
to P
3 (L
ower
Kilk
horth
ang
S/S)
1.40
31.
403
11.8
633
633
S80T
8P3
to H
250
(T o
ff)0.
521
0.52
112
.384
3H
250
to H
269
(Upp
er K
irkho
rthan
g S/
S)0.
484
0.48
412
.868
316
3S8
0T9
H25
0 to
H27
0 (T
off)
0.00
40.
004
12.8
723
H27
0 to
H29
8 (K
ilkho
rthan
g Lh
akha
ng S
/S)
0.70
80.
708
13.5
83
633
S80T
10P3
to P
4 (P
hobj
ikha
Gup
offi
ce S
/S)
0.98
30.
983
14.5
633
163
S80T
11H
150
to H
317
(Cha
kche
y S/
S)0.
802
0.80
215
.365
325
3S8
0T12
H31
7 to
H33
3 (T
off)
0.67
0.67
16.0
353
H33
3 to
P5
(Zip
hu S
hed
S/S)
0.49
40.
494
16.5
293
125
3S8
0T13
H33
3 to
H36
4 (T
off)
1.75
61.
756
18.2
853
H36
4 to
P6
(Zip
hu S
choo
l She
d)0.
618
0.61
818
.903
363
3S8
0T14
H36
4 to
H40
1 (T
off)
1.08
1.08
19.9
833
H40
1 to
P7
(Tap
hu S
hed
S/S)
0.25
40.
254
20.2
373
633
S80T
15H
401
to H
425
(Nim
dros
a S/
S)0.
819
0.81
921
.056
363
3S8
0T16
H42
5 to
H46
5 (J
ogay
S/S
)1.
586
1.58
622
.642
316
3S8
0T17
H46
5 to
494
(Tan
gche
y go
npa
S/S)
1.10
51.
105
23.7
473
125
3S8
0T18
11kV
Fee
der
II (G
angp
hel)
8Ph
objik
ha S
/S
(33/
11kV
), 2x
2.5M
VA
11kV
Gan
gphe
l Fe
eder
11
11kV
Fee
der
I B
asoc
hu S
S to
Heb
esa
area
7B
asoc
hu
subs
tatio
n (6
6/11
kV, 5
MV
A)
11kV
Fee
der I
from
B
asoc
hu S
ubst
atio
n to
Heb
esa
11kV
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
H49
4 to
H53
0 (K
hem
dro
S/S)
1.42
71.
427
25.1
743
633
S80T
19H
530
to H
542
(Tal
am S
/S)
0.54
30.
543
25.7
173
253
S80T
20H
542
to H
550
(Nim
phel
S/S
)0.
402
0.40
226
.119
325
3S8
0T21
H55
0 to
HH
583
(End
pol
e)1.
402
1.40
227
.521
3H
249
to H
600
(Khe
beyt
hang
S/S
)1.
687
1.68
729
.208
325
3S8
0T22
Tot
al22
.009
1.68
75.
512
29.2
0829
.208
1366
Phob
jikha
S/S
to H
001
0.04
60.
046
0.04
63
H00
1 to
H02
4 (T
off)
0.77
80.
778
0.82
43
H02
24 to
H03
8 (D
ewac
hen
S/S)
0.55
20.
552
1.37
63
253
S90T
1H
038
to H
068
(Gak
iling
S/S
)1.
143
1.14
32.
519
310
03
S90T
2H
068
to H
084
(T o
ff)0.
579
0.57
93.
098
3H
084
to P
1 (M
ole
A S
hed)
0.00
90.
009
3.10
73
253
S90T
3H
084
to H
110(
Man
g S/
S)1.
058
1.05
84.
165
325
3S9
0T4
H11
0 to
H12
0 (T
off)
0.38
80.
388
4.55
33
H12
0 to
P2
(Mol
e B
)0.
079
0.07
94.
632
325
3S9
0T5
H12
0 to
H14
9 (T
off)
1.17
1.17
5.80
23
H14
9 to
H15
5 (T
off)
0.18
70.
187
5.98
93
H14
9 to
H16
2 (S
angt
ana
S/S)
0.30
80.
308
6.29
73
100
3S9
0T6
H16
2 to
H17
8 (T
off)
0.68
80.
688
6.98
53
H17
8 to
P3
(Pan
gkar
p S/
S)0.
024
0.02
47.
009
325
3S9
0T7
H17
8 to
H21
0 1.
014
1.01
48.
023
3H
210
to P
4 (T
okha
S/S
)0.
569
0.56
98.
592
325
03
S90T
8H
155
to P
5 (B
ayta
She
d)0.
628
0.62
89.
223
125
3S9
0T9
P5 to
H21
1 (T
off)
0.51
70.
517
9.73
73
H21
1 to
H22
(T o
ff)0.
294
0.29
410
.031
3H
222
to P
6 (G
angt
ey L
hakh
ang
S/S)
0.04
20.
042
10.0
733
125
3S9
0T10
H22
2 to
233
(Gan
gtey
vill
age
S/S)
0.41
10.
411
10.4
843
250
3S9
0T11
P7 to
H23
4 (T
off)
0.12
20.
122
10.6
063
H23
4 to
H25
2 (T
off)
0.55
20.
552
11.1
583
H25
2 to
P8
(Jha
ngch
ey S
hed)
0.55
20.
552
11.7
13
633
S90T
12H
252
to H
285
(Dru
pkha
ng S
/S)
0.95
80.
958
12.6
683
253
S90T
13H
285
to H
334
(Kum
bu S
/S)
1.70
41.
704
14.3
723
253
S90T
14H
285
to P
9 (G
angt
ey S
hedr
a S/
S)0.
351
0.35
114
.723
325
03
S90T
15P9
to H
346
0.39
10.
391
15.1
143
H34
6 to
P10
(Gel
a Sh
ed)
0.03
70.
037
15.1
513
633
S90T
16H
234
to H
362
0.46
80.
468
15.6
193
H36
2 to
P11
(Sem
chub
ara
S/S)
0.26
10.
261
15.8
83
633
S90T
17T
otal
12.8
013.
079
15.8
815
.88
1564
Tot
al0.
010.
010.
0112
5
11
Phob
jikha
Su
bsta
tion
(33/
11kV
, 2x
2.5M
VA
)
11kV
Sch
ool f
eede
r11
Subs
tatio
n to
S12
0P1
0.51
30.
513
0.51
33
250
3
Tot
al0.
513
0.51
30.
513
250
S90H
24 to
S13
0H04
4 (T
off)
0.16
0.16
0.16
3H
044
to H
045
(Dru
k se
ed)
0.02
0.02
0.18
312
53
S130
T1H
045
to P
1 (K
helw
ang
S/S)
2.14
42.
144
2.32
43
250
3S1
30T2
P1 to
P2
(Gor
phu
S/S)
0.58
30.
583
2.90
73
163
S130
T3
33/1
1 Ph
objik
ha to
S11
0P1
11kV
Fee
der
IV (G
angt
ey)
9
Phob
jikha
su
bsta
tion
(33/
11kV
, 2x
2.5M
VA
)
11kV
Gan
gtey
Fee
der
11kV
0.01
0.01
0.01
3
11kV
Fee
der
V (S
tatio
n)
10
Phob
jikha
Su
bsta
tion
(33/
11kV
, 2x
2.5M
VA
)
11kV
Sta
tion
Feed
er11
11kV
Fee
der
III
(Dru
ksee
d)
12
Phob
jikha
Su
bsta
tion
(33/
11kV
, 11
kV D
ruks
eed
Feed
er11
kV
125
3S1
10T1
11kV
Fee
der
II(S
choo
l)
Feed
er D
etai
ls
Nam
eW
LF
DG
RA
BA
AA
CU
GSe
c_L
enC
um_L
enPh
ase
Cap
acity
(k
VA
)Ph
ase
IDPv
t/BPC
Sl.
No.
Sour
ceV
olta
geSe
ctio
nC
ondu
cor
Typ
e &
Lin
e le
ngth
(km
)D
istr
ibut
ion
tran
sfom
er
P1 to
P3
(Dog
ssin
a S/
S)1.
054
1.05
43.
961
363
3S1
30T4
P2 to
P4
(Dra
ngkh
a S/
S)1.
563
1.56
35.
524
312
53
S130
T5T
otal
0.18
5.34
45.
524
5.52
457
9
2x2.
5MV
A)
Annexure-2: IS 2026, IEC 60076 (Technical parameters for Distribution Lines and Transformers)
Sl. No. Parameter Requirement 1 Applicable standard IS 2026, IEC 60076 2 Type Oil filled1 / two winding 3 Winding material Copper 4 Core Material CRGO silicon steel/Amorphous Metal 5 Cooling Oil natural air natural (ONAN) 6 Terminations �� · Primary Outdoor Bushing or cable box2 �� · Secondary Outdoor Bushing or Cable box 7 Rated no load voltage �� · Primary 33 kV or 11 kV �� · Secondary 415/240 V 8 % Impedance
�� 10 kVA-24 kVA (1phase/3phase) 3%
�� 25 kVA-630 kVA 4% �� 631 kVA-1250 kVA 5% 9 Vector group Dyn11 10 Tap changer �� · Type Off load �� · Range +5% to -5% �� · Step value 2.50%
11 Insulation Class (IEC-76) A
12 Permissible Temperature rise
�� · Maximum winding temperature 55oC
�� · Max. Top oil temperature 50°C
13 Insulation levels �� · Primary 170 kVp-70 kV/75 kVp-28 kV · Secondary 7500 Vp-3000 V
Annexure-3: Load Forecast adopting LRM & TSA
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
133
kV W
angd
ue II
2.93
2.89
3.06
3.47
3.70
3.93
4.16
4.38
4.61
4.84
5.06
5.29
5.52
5.75
5.97
211
kV R
inch
enga
ng II
I0.
300.
300.
340.
360.
380.
400.
420.
440.
460.
480.
500.
520.
540.
560.
583
11kV
Gas
elo
IV1.
761.
761.
841.
921.
992.
062.
132.
212.
282.
352.
422.
492.
572.
642.
714
11kV
Ba j
o To
wn
V1.
862.
402.
482.
612.
752.
883.
013.
143.
273.
403.
533.
663.
793.
935
11kV
Heb
esa
I0.
050.
050.
159
0.18
0.24
0.29
0.35
0.41
0.46
50.
520.
580.
640.
690.
751
611
kV Ja
lla U
lla I
II1.
111.
141.
231.
271.
331.
391.
441.
501.
561.
621.
671.
731.
791.
841.
907
11kV
Rur
ichu
IV0.
080.
100.
170.
210.
260.
300.
350.
390.
440.
490.
530.
580.
620.
670.
72To
tal
6.18
8.10
9.09
9.87
10.4
511
.06
11.6
712
.28
12.9
013
.51
14.1
114
.73
15.3
415
.94
16.5
6
3429
%
17.0
058
%
Feed
erSl
.No.
kLo
ad C
onsu
mpt
ion
Patt
ern
(Fo
reca
sted
Pea
k L
oad
Con
sum
ptio
n Pa
ttern
(MW
)
y =
0.31
14x
+ 1.
3134
R² =
0.8
477
y =
0.05
54x
+ 1.
681
R² =
0.8
92
y =
0.05
74x
+ 1.
0433
R² =
0.9
618
y =
0.02
06x
+ 0.
2744
R² =
0.8
662
y =
0.04
63x
+ 0.
0245
R² =
0.9
778
y =
0.05
66x
-0.0
844
R² =
0.7
87
-1.0
0
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Peak
Loa
d C
onsu
mpt
ion
Patte
rn (M
W)
Fore
caste
d Pe
ak L
oad
Cons
umpt
ion
Patte
rn (M
W)
33kV
Wan
gdue
II11
kV R
inch
enga
ng II
I11
kV G
asel
o IV
11kV
Bajo
Tow
n V
11kV
Heb
esa I
11kV
Jalla
Ulla
III
11kV
Rur
ichu
IVLi
near
(11k
V B
ajo
Tow
n V
)Li
near
(11k
V G
asel
o IV
)Li
near
(11k
V Ja
lla U
lla I
II)
Line
ar (1
1kV
Rin
chen
gang
III)
Line
ar (1
1kV
Rur
ichu
IV)
Load
For
ecas
t for
Wan
gdue
Dzo
ngkh
ag
1.� Load Forecast �1.1�Type of Load Forecast and Power System Planning
One of the power system planning element is the load forecast. Although, there are no
documented standards specifying the type of planning however, the power system planning
can be short-term planning (STP) (less than one year), medium-term planning (MTP) (1-3
years) and long-term planning (LTP) (3-10 years and even higher). It is necessary to predict
the power requirement for a specified time-horizon which is referred to as load (power)
forecasting based on the historical consumption pattern for better planning and optimizing the
available resources. Analogy to power system planning, the load forecast can be also short-
term load forecasting (STLF), medium-term load forecasting (MTLF) and long-term load
forecasting (LTLF) and accordingly the distribution network expansion programs are
proposed1 for distributing the electricity.
There are number of driving factors which are listed below affecting the forecasted load.
a)� Time
�� Hours of the day (day or night)
�� Day of the week (weekdays or weekend)
�� Time of the year (winter or summer season)
b)� Weather conditions (temperature and humidity)
c)� Type of customers (residential, commercial, industries etc.)
d)� Population
e)� Economic indicators (per capita income, Gross Domestic Product (GDP) etc.)
f)� Prices of the electricity
As the DSMP is being developed for 10-year period, the load forecast has to be done for same
time horizon. Therefore, some of the driving factors as listed above which affects the LTLF
may not impact the accuracy as daily, weekly and monthly time factors and weather conditions
will have minimum contribution to the load variance.
Load forecast methodolgy
1.2�Methods of Load (LTLF) Forecast
The LTLF methods are generally the trend analysis or time series analysis, economic
modelling, end-use analysis and hybrid analysis. As the DSMP is for 10-year period, the
methods of LTFL is being outlined for forecasting the load1.
1.2.1 Trend Analysis
In the trend analysis, the historical data (power) is used to forecast the load. The details on load
forecast adopting power consumption trend is reflected in Section 1.3. Typical load forecast is
as shown in Figure 1.
Figure 1: Typical trend curve1
1.2.2 Economic Modelling
In this method, the relationship between the load and the driving parameters are established
and accordingly the future values of the driving factors are projected. Although, this approach
is widely being used, as most of the data for driving factors are not available and for simplicity
the trend analysis is adopted to forecast the load.
1.2.3 End-use Analysis
This approach is exclusively used for residential loads which is forecasted in terms of energy
and therefore, it requires some methods to convert the predicted energy consumption to load
(power demand). There is uncertainty in the accuracy of the predicted load and is also confined
to residential customers. Therefore, end-use analysis approach is not adopted to predict the
load.
1.2.4 Hybrid Analysis
Although, the end-use and econometric methods may be simultaneously used to forecast the
load, it is not widely used as it has advantages and disadvantages of both the approaches.
1.3�Trend Line Analysis
The LTLF is carried out using the trend analysis approach and accordingly for planning the
distribution system network. In order to forecast the load, the peak power demand prior to 2020
was considered and the power requirement trend is obtained. Load requirement is then
predicted for next ten-year period (2020-2030) by extrapolating the trend line considering the
load of 2019 as a base data. The case study of Punakha Dzongkhag is chosen to get insight of
actual load forecast.
Figure 2: Flow diagram for load forecast
1.3.1 Normalizing the Data
Some of the distribution network do have ring feeders and multiple sources for better reliability
and contingency. This in turn has resulted in abnormality in the power consumption data
(recordings). Further, in the absence of meters or malfunctioning of the reading equipment or
recorded data, some of the feeders have unreliable data for some of the years. Therefore, data
is normalized by omitting the outliers or by taking the average of the past data (or average of
preceding and future load if a year’s data is missing). Such exercise is carried out for all the
feeders and substation loads.
Table 1: Actual power data of Punakha Dzongkhag
Figure 3: Actual data of Punakha Dzongkhag
� � ��� � ���
�� �� ����������� ������������
���������������������� ������� � Table 2: Normalized power data of Punakha Dzongkhag
�
1.3.2 Trend Line and Load Forecast
Based on the power data, the trend line is added to portray the power consumption pattern
which gets generated as per the linear regression equation1. The trend line added is then
extrapolated to forecast the load for next ten years which is as shown in Figure 4.
Figure 4: Trend line and load forecast for Punakha Dzongkhag
The trend line equation is given by2:
The Pearson correlation coefficient ‘r’, which can take values between -1 & 1 corresponds to
the linear relationship between variables x & y. If the r value is either -1 or 1, dependent variable
can be perfectly explained by a linear function of the other.
Figure 5: Forecasted load (trend line with red shows the linear regression and one with blue shows the forecast with average method)
�������
2.� Electrical Transient Analyser Program (ETAP) –Modelling and Load Flow Analysis
2.1�ETAP Software “ETAP is an analytical engineering solution tool specializing in the simulation, design,
monitoring, control, operator training, optimizing, and automating power systems3. ETAP’s
integrated digital platform offers the best comprehensive suite of enterprise solutions.”
ETAP software is used in DSMP for modelling/designing, network simulation and to carry out
the technical evaluation for distribution power system. The modelled network is fed with the
essential data (such as specifications, constraints and parameters for network components) and
the simulation results are assessed and analysed. Conclusively, different measures are
considered and performed in ETAP for improving the efficiency of a system.
2.2�Load Flow Analysis (ETAP) �Load Flow Analysis (LFA) is a major tool to study and analyse the operation of a power system
and determines voltage drops and power flow throughout the electrical system. Using network
parameters (Input) for power sources, lines, transformers and connected loads, LFA provides
voltages magnitude, real/reactive power, currents, and power losses as a result from the load
flow simulation. The study also allows for swing, voltage regulated, and unregulated power
sources with multiple power grids and generator connections and the analysis can be performed
on both radial and loop systems.
Numerical analysis method such as Adaptive Newton-Raphson, Newton-Raphson, Fast
Decoupled, & Accelerated Gauss Seidel methods are accessible in ETAP and can be used for
solving the load flow analysis problems.
In this analysis, Adaptive Newton-Raphson method is used for load flow study of distribution
networks and the study is carried out under 3-time horizon: present (2019), 2025 and 2030
(forecast load). The results (total generation, loading, system losses, and critical report of load
flow) obtained under the scenarios are analysed and corresponding corrective measures are
proposed.
2.2.1� Creating the Library
Although, the electrical parameters and specifications are inbuilt, to suit the requirements of
the study, the missing electrical parameters are customized by creating a library. The units are
set to metric system and accordingly the network is modelled and the relative data for network
components such as transformers, line types, power sources and load details are fed in which
are detailed as follows:
a)� Transmission Cable
�� Library-Transmission Line-Phase Conductor-Add-Transmission line library
�� In transmission line library: change unit system into Metric, conductor type into ACSR and
frequency into 50HZ, and Source name as BPC.
�� Click BPC and click edit properties.
�� In edit properties add the required conductor parameter by referring the Excel sheet
(technical parameters.)
�� For AAAC use the source name “Pirelli” and select the required size.
b)� UG cable (Since 33kV Al UG Cable is not available):
�� Library- Cable- Add-change the source name to BPC and make the necessary changes
especially type of conductor to Aluminium and installation into non-magnetic.
�� Change insulation type to XLPE.
�� Select BPC from the Cable library table and click edit properties
�� In edit properties add the required UG cable parameters referring the Excel sheet as shown
in Pictures below.
c)� Set Loading and Generation Categories.
�� Go to Project- Settings- Loading and generation categories
�� In Generation Category, set 3 categories as Maximum, Normal and Minimum.
�� In AC Load, set 3 categories as 2019, 2025 and 2030.
�� Keep the DC Load Empty.
2.2.2� Network Modelling and Load Flow Analysis
a)� Draw Distribution Network (SLD).
b)� Enter the height=8 and spacing =1.25 in the Transmission line table.
c)� Enter the electrical parameters (kW, kVA, kV, etc.) ratings for power sources, transformers,
line type, bus kV and loading details.
d)� Under the Lump Load, in “Nameplate” edit and enter DT % loading and forecasted %
loading details for 2019,2025,2030. Set the load type (80% as constant impedance and 20%
as constant KVA) as most of the loads are impedance load.
e)� Make sure to run the load flow for each composite network before you continue with other
network. This is to avoid numerous errors at the end.
f)� After completing the SLD, study case for different load scenarios needs to be created.
g)� Switch to “Load Flow Analysis” mode in Mode Toolbar. Go to “Study Case,” select present
Case 1 as 2019 and select “Prompt” in “Output Report”
h)� Edit the “Load Flow Study Case [Brief Case Symbol].” Go to “Loading” and set to “2019”
under Loading Category and set “Normal” under Generation Category. Check the Margins
set under Alerts and set “Marginal (±5% for Over and Under Voltage Category)” and set
“Critical (±10% for Over and Under Voltage Category)”
i)� Close “Load Flow Study Case” and run “Run Load Flow” and save the result as 2019.
j)� Similarly, follow step b), c) and d) for 2025 and 2030.
k)� To generate the report (SLD drawings) in PDF, go to print preview- set up- change the
printer name “Microsoft print to PDF”.
2.3�Consideration/Assumptions made while simulating in ETAP software
a)� All Network is considered as balanced system as there is limitation of unbalanced system
in ETAP Key.
b)� The voltage level of ±10% is given as critical value which is indicated by red colour while
simulating and voltage level of ±5% is given as marginal value which is indicated by pink
colour while simulating.
c)� The typical value of X/R ratio from ETAP inbuilt system is taken for all the power
transformers for the simulation.
d)� Some of the types of transmission cables /underground cables used in BPC are not available
in ETAP library therefore, a new source is created in ETAP library by inserting all the
parameters of those unavailable cables/transmission lines.
e)� There are three cases created in ETAP simulation depending on the load forecast namely
the 2019, 2025 and 2030 where the forecasted loads are given respectively and
simulated/analysed accordingly.
Figure 6: Flow Chart for Network Modelling & Load Flow Analysis (ETAP)
1Electric Power System Planning Issues, Algorithms and Solutions by Hossein Seifi
Mohammad Sadegh Sepasian 2http://sites.utexas.edu/sos/guided/inferential/numeric/bivariate/cor/: dated September 29,
2020 3http://www.powerqualityworld.com/2011/05/etap-tutorials-load-flow-analysis.html dated
September 30, 2020
START/ETAP Model in Metric Unit System
Basic Inputs
Design Distribution
Network of ESD
1. Create Own Library (Conductor Types Used in
BPC)
2. Enter Technical Parameters for Conductor Types (eg:Dog,
AAAC,etc)
3. Set 2019,2025,2030 under Loading & Generation
Categories under Settings
Input 1: Set basic parameters for power system components (lines,
power sources, transforerms, buses, loads)
Input 2: Enter Installed Capacities/Ratings of the power system
components
CASE 1: 2019
CASE 2: 2025
CASE 3: 2030
Enter peak load for 2019 and forecasted load for 2025, 2030:
Perform Load Flow Analysis
Run Case 1, Case 2, Case 3
Check Voltage Profile of Distribution Network
Simulation Results
Corrective Measures
������������ �����
END
Normal Voltage
Overloaded Line/Transformers
������������ ���� �
Corrective Measures
END
Annexure 4: The Simulation Results
33kV Phobjikha 2025
33kV Phobjikha 2030
Simulation reuslts for feeders with voltage profile issues
11kV Gaselo 2025
11kV Gaselo 2030
66kV from Semtokha4572.614 MVAsc
T35 MVA
11kV Feeder V11kV Feeder IV
T45 MVA
33kV Feeder II
T15 MVA
T25 MVA
11kV Feeder III
66kV from Basochu4572.614 MVAsc
Bus233 kV 98.4 %
Bus166 kV 100 %
Bus311 kV 98.03
%
T15 MVA
11kV Feeder V
T45 MVA
66kV from Basochu4572.614 MVAsc4572.614 MVAsc66kV from Semtokha
66 kVBus1
T25 MVA
33kV Feeder II
33 kVBus2
11kV Feeder IV
T35 MVA
11kV Feeder III
11 kVBus3
3546
14943440
1727
1775352.8
17273546
18191819100 %
98.03 %
98.4 %
One-Line Diagram - OLV1 (Load Flow Analysis)
page 1 10:55:53 Nov 06, 2019 Project File: ETAP Wangdue
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
����� ������������������
/(
��
����������������� ���
0��� "&1$�����"&1 �������
���������23" ���������4 ���������/�� ����
5��� ��
�����������
23 6# 6-� 6# 6-� 6# 6-� 6-� 6# 63"
���� ����*�7��7������� ����7,
���� ��8����7*�8������� �����*
����� ��8�7�7*��������� ����7� ����*� �����, ����,� ���8*,
����� �8*�8�7*��������� �����9 �����8 ������ ������ ���78�
����9 ������7*��������� �����* ������ ������ ����7� ����,9
����7 ������7*�9������� �����8 ������ ������ ������ ���8��
����, �����7*��������� ������ ������ ����99 ����87 �����*
����� ������7���������� ����7,
����� �8���79�,������� ������ ������ �����7 �����* ����9*
����� �����7��*������� ������ ������ ������ ������ ������
����� �����7*��������� ������ ������ ������ ������ ������
����8 �����79�9������� ����**
����* �����7*��������� ������ ������ ������ ������ ������
����� �����77��������� ������ ������ ������ ������ ����*7
����9 ���7�79�8������� ������ ������ ������ ������ ����*�
����7 ���9�79��������� ����*�
����, �����7*��������� ������ ������ ������ ������ ������
���8� �����7���������� �����7 �����* ������ �����, ����87
���8� �����7*��������� ������ ������ ������ ������ ������
���8� ����*�7*��������� ����*8 �����8 �����* �����9 �����*
���8� ��7���7*��������� ����8�
���8, �����7*��������� �����9 �����8 ������ ������ �����7
���*� �9��9�7*�*������� ����*8
���*� ����8�7*��������� �����9 ������ ������ �����7 ������
���** ������7*��������� �����*
���*� �7�7�7*��������� �����* �����, ����** �����8 ������
���*7 ���*�7*��������� ������ �����9 ����8� ������ ������
���*, �8�8�7*��������� �����8 �����, ����*8 ������ ����7�
����� �*��8�7*�7������� ������
����� ������7*��������� �����8 ������ ������ ������ ����7�
����� �7�7�7*��������� ����*7
����� �*���7*��������� ������ ������ ������ �����7 ����,�
����8 ���9�7*��������� ������ �����7 ����88 �����9 �����9
����* �8����7*�,������� ������ �����7 ����8* �����7 ���7�*
����� �8��*�7���������� ���9*�
����9 �8���7*��������� �����8 �����, ����8, ������ ����9*
����7 ��7���7���������� ����9*
����, �����7*�*������� ������ �����9 �����9 ������ �����8
���9� ���8�7*��������� ������ ������ �����* ������ �����7
Basochu substation
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
/(
��
����������������� ���
0��� "&1$�����"&1 �������
���������23" ���������4 ���������/�� ����
5��� ��
�����������
23 6# 6-� 6# 6-� 6# 6-� 6-� 6# 63"
���9� ��8�9�7���������� �����*
���9� �8�7�7*��������� ������ ������ ����** �����8 ����78
���9� ��,�,�7��8������� ���*��
���98 �9�,�7��*������� �����9
���9* ���*�7*�*������� �����* ������ �����9 ������ ����8�
���9� �����7*��������� ������ ������ ������ �����9 �����9
���97 �*�*�7*�9������� ����,8
���9, �����7*��������� ������
���7� �8���7*�*������� ����9*
���7� �����7*��������� �����8 ������ ������ �����7 �����,
���7� �����7*�*������� �����8 ������ ������ �����7 ����*�
���7� ���8�7*��������� ������ ������ �����* ������ �����7
���7* ���9�7*��������� ������ ������ �����7 �����* ������
���7� �����7*�9������� �����9
���79 �����7*��������� �����8 ������ �����* �����, ������
���77 ���,�7���������� ������ ������ �����* ������ �����*
���7, ���8�7*��������� ������ ������ �����* ������ �����7
���,� ������7���������� ����7�
���,� �8���7*�*������� ������ �����9 �����* ������ ����7�
���,� ���*�7*��������� �����* ������ �����9 ������ ������
���,� ��9�*�7���������� ����,,
���,8 �7���7���������� ������ ������ ������ �����8 ������
���,� �,���7*�7������� �����9 �����8 ������ ������ ������
���,9 �9�9�7*��������� �����8 ������ ������ �����7 ������
���,7 ���*�7*��������� ������
���,, ���9�7*��������� ������ ������ �����7 �����* ������
������ �*�7�7*��������� ����,,
������ ���*�7*��������� �����* ������ ������ ������ �����*
������ �8�8�7*��������� �����8 ������ ������ �����9 ����98
������ �����7*��������� ������ ������ �����, ������ ����*�
�����8 ���*�7*��������� �����, �����* �����9 �����9 ����8�
�����* �9�*�7���������� ������ ������ �����7 �����* �����7
������ ���7�7���������� �����8 ������ ������ �����9 ������
�����9 �*�7�7���������� ����,7
�����, ���8�7*��������� ������ ������ �����* ������ �����9
������ �*���7���������� �����8 ������ ������ �����9 ����,�
������ �8���7���������� ����9�
������ �����7*��������� �����8 ������ ������ �����9 �����9
������ �����7*�,������� �����8 ������ ������ �����9 ������
�����8 �����7*��������� �����8 ������ ������ �����9 �����7
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
/(
��
����������������� ���
0��� "&1$�����"&1 �������
���������23" ���������4 ���������/�� ����
5��� ��
�����������
23 6# 6-� 6# 6-� 6# 6-� 6-� 6# 63"
�����* �����7*��������� �����8 ������ ������ �����9 �����7
:�/����������1� ������%�����.���;����<�������=��;���� �����%�%�&���>�����0���.���=�������������"&1� �� �����?�
@�/����������1� ������%�����.���;����<�������=��;���&� ����%�%�&���> ,*��0���.���=�������������"&1� �� �����?�
��������
������ ���������������������
�������
���� 8�
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
��������� ������������������
/( !�1�
�������
"&1 0
��1�;�%���
>63"? 63" 0
��������>���1��?�
������������ �� ���!������������"�����
��������>��1��?�
063"
"&1�����
>"&1?
!� ! ���.� &� �*���� ����7, �*��7 �����* �*��*
:���/�����������; ���=�A��=��1� ������%�����<���������=��; ���=���1�;�%����
��������
������ ���������������������
�������
���� *�
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
������������������������
�������#� 6# 6-� 6# 6-� 2# 2-� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(������0��( �1�
3�
���3&��
����7 �����* ������ �,9�� ����9!� ����*� ���8�7 +���8� +����7
����� ����9 �,9�� �,��8 ���������� ����9� ���9�� +���*7 +��9��
���, ���8 �,9�� �,9�� ����,������ ���9�7 ���888 +��9�� +��88�
���� ���� �,9�� �,9�* ����7�����, ����*� ������ +���*� +�����
���� ���� �,9�� �,9�� ����������8 +���,� +���8� ����,� ����8�
���, ���� �,9�� �,9�� ����������* ����,� ����7� +���,� +���7�
���� +��� �,9�* �,9�* ����9����8� +����9 +����8 �����9 ������
���� +��� �,9�* �,9�* ���������8� �����8 ����,� +����� +���,�
���� +��� �,9�8 �,9�* ���������8� +���,7 +����� ����,7 ������
���� +��8 �,9�* �,9�8 ���������8� ������ �����* +����� +�����
���� +��� �,9�8 �,9�8 ���������88 �����* ������ +����* +�����
���� +��� �,9�8 �,9�8 ���������8� ����*� �����9 +���*� +����9
���� +��� �,9�8 �,9�8 ���������87 ������ ������ +����� +�����
���� +��8 �,9�� �,9�� ���������*� ������ ������ +����� +�����
���� +��7 �,9�� �,9�8 ����*����*� +���8, +����9 ����8, ������
���� +��� �,9�� �,9�� ���������*8 ����8� ������ +���8� +�����
���� +��� �,9�� �,9�� ���������*� ����88 �����8 +���88 +����8
���� +��* �,9�� �,9�� ���������*7 ������ ������ +����� +�����
���� +��� �,9�� �,9�� ����������� ����8� ������ +���8� +����8
���� +��� �,9�� �,9�� ����������� ������ ������ +����� +�����
���� ���� �,9�� �,9�� ����������8 +���*, +����� ����*, ������
���� +��* �,9�� �,9�� ���������98 ������ ������ +����� +�����
���9 ���, �,��8 �,��� ���8�����7� ���,�* ���*78 +��,�� +��*7�
���� +��� �,��8 �,��� ���������78 ����,� �����7 +���,� +����7
����8 ����7 �,��� �,8�� ���,,����,� ���77� ���*�� +��7�9 +��*�,
���� +��8 �,��� �,��� ���������7� ����*8 ������ +���*8 +�����
���� +��� �,��� �,��� ���������79 �����7 ����7* +����7 +���7*
���� +��� �,��� �,��� ���������7, �����7 ����8� +����7 +���8�
���� +��� �,8�� �,��, ���������,� ����** ����,* +���*8 +���,*
���� ���� �,8�� �,��� ���88����,8 ���9�� ���8�8 +��9�, +��8��
���� +��� �,��, �,��7 ���������,� �����8 ����7� +����8 +���7�
���� ���� �,��7 �,��7 ���������,7 ����99 ����87 +���99 +���87
���� +��� �,��7 �,��7 ����8����,, ����*9 �����* +���*9 +����*
���� ���� �,��� �,��� ���*7������� ����*� ����7� +���87 +���78
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
�������#� 6# 6-� 6# 6-� 2# 2-� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(������0��( �1�
3�
���3&��
���� ���� �,��� �,��� ������������ �����8 �����, +����8 +����,
���, ���� �,��� �,��* ���*�������* ���*7* ����88 +��*7� +���8�
���� +��� �,��* �,��* �����������9 ����*8 ������ +���*8 +�����
�*�� ���� �,��* �,��* ���,,������� ���*�9 ������ +��*�� +�����
���� +��7 �,��* �,��8 �����������, �����9 ������ +����9 +����8
���� ���� �,��* �,��* ������������ ����9� ����88 +���9� +���88
���7 ���� �,��* �,��� ����*������* ���8*� ������ +��8*� +�����
���� +��* �,��� �,��� �����������9 �����, �����7 +����7 +����7
���, ���, �,��� �,��8 ���7,������, ������ ����,8 +����7 +���,�
���� +��* �,��� �,��� ������������ �����9 ������ +����9 +�����
���* +��, �,��� �,��� ���*�������* ����7� ����89 +���7� +���8,
���� +��* �,��� �,��� ������������ �����* �����, +����* +����,
���� +��* �,��� �,��� �����������7 �����9 ������ +����9 +�����
���� +��� �,��� �,��� ������������ �����8 �����, +����8 +����,
���� ���� �,��� �,��� ������������ ������ ������ +����� +�����
���� +��� �,��� �,��� �����������9 ������ �����8 +����� +����8
���� +��� �,��� �,��� ������������ ������ ������ +����� +�����
���� +��� �,��� �,��� �����������8 ����87 �����, +���87 +����,
���� ���� �,��� �,��* ����������8� ������ �����, +����� +����,
���� +��� �,��* �,��* ����������8� �����, ������ +����, +�����
���� ���� �,��* �,��* ����������88 ������ �����7 +����� +����7
���� +��� �,��* �,��* ����������8� ������ �����8 +����� +����8
���� ���� �,��8 �,��8 ����������87 �����7 ����8� +����7 +���8�
���* ���� �,��8 �7,�8 ���,,�����*� ������ ����*� +���*7 +���*�
���� +��7 �,��8 �,��8 ����������*� ������ ������ +����� +�����
���� +��� �7,�8 �7,�� ����������*8 ����8� ����78 +���8� +���78
���� +��� �7,�8 �7,�8 ����8�����** �����7 �����7 +����7 +����7
���� +��� �7,�8 �7,�� ����������9� ������ ������ +����� +����8
���* +��9 �7,�� �77�, ���88�����*9 ������ ������ +����� +����7
���� +��� �77�, �77�, ����������*, ����,8 ����*7 +���,8 +���*7
���� +��� �77�, �77�, ������������ ������ ������ +����� +�����
���� +��� �77�, �77�, ������������ ����78 ����*� +���78 +���*�
���� ���� �77�, �77�, �����������* ������ ������ +����� +�����
���� +��� �77�, �77�7 �����������9 ������ �����, +����� +����,
���� ���� �77�7 �77�7 �����������, ����89 �����, +���89 +����,
���� +��� �77�7 �77�7 ����������9� ������ ������ +����� +�����
���� +��9 �7,�� �7,�� ����������9* ������ ����*7 +����� +���*,
��������
������ ���������������������
�������
���� 9�
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
�������#� 6# 6-� 6# 6-� 2# 2-� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(������0��( �1�
3�
���3&��
���� +��� �7,�� �7,�� ����9�����99 ����78 ����8, +���78 +���*�
���� +��� �7,�� �7,�� ����������9, ������ �����8 +����� +����8
���� +��� �7,�� �7,�� ����������7� ����97 ����8� +���97 +���8�
���� +��8 �7,�� �7,�� ����������7� ������ �����9 +����� +����9
���� +��8 �7,�� �7,�� ����������7* ������ �����, +����� +����,
���� +��� �7,�� �7,�� ����������7� ������ �����7 +����� +����,
���� +��� �7,�� �7,�� ����������77 ������ �����, +����� +�����
���� +��7 �7,�� �7,�� ����������,� ������ �����, +����� +�����
�9��� �����7
��������
������ ���������������������
�������
���� 7�
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
��������������������
��;%� �,*��������
���
)���������������
�,*��������
�� ���
'��������������
�,*��������
�,*��������
�,*��������
����
! ���.� &�
$�����
����%
�,*��������
�,��� �,*��
���*��������
�,*��������
�,*��������
�,*��������
�����
*����������+��������
���(������
��� <������>B�6���?
'-� <������>B�6�<�?
��� 3�%����
'-� 3�%����
� ������-��(�-���
5��� ���
/�-� �� C�=� �� ������ �,*��
���������������
��,����#� ���� �������������� ����� -��� .�������� '�.�������� ���������
�77�, �+�=��� ��� �3�%���������� ��� 23������� �,�998
������ �77�, �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�99
������ �77�7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�99
������ �77�7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�99
�����8 �77�7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�99
�����* �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�7�
������ �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�7�
�����9 �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
�����, �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
������ �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
������ �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
������ �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
������ �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
�����8 �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
�����* �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�9,
��������
������ ���������������������
�������
���� ,�
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
���������������
��,����#� ���� �������������� ����� -��� .�������� '�.�������� ���������
�7,�8 �+�=��� ��� �3�%�������,� ��� 23������� �,�7�,
���,8 �7,�8 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�7�
���,� �7,�� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�7�
���,9 �77�, �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�97
���,7 �77�, �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�97
���,, �77�, �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�97
)��������������
��,����#� ���� �������������� ����� -��� .�������� '�.�������� ���������
�,8�� �+�=��� ��� �3�%��������� ��� 23������� �����8�
����� �,��, �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����� �,��7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����� �,��7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����8 �,��7 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����* �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �����,
����� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����9 �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
����7 �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �����9
����, �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �����9
���9� �,��8 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �����9
���9� �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
���9� �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
���9� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �����*
���98 �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
���9* �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
���9� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� ������
���97 �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���9, �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7� �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7* �,��� �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���7� �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���79 �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
���77 �,��* �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,�
��������
������ ���������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
)��������������
��,����#� ���� �������������� ����� -��� .�������� '�.�������� ���������
�,��* �+�=��� ��� �3�%�������7, ��� 23������� �,�,*,
���,� �,��8 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,*
���,� �,��8 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,*
���,� �,��8 �+�=��� ��� �3�%������� 23������� �,�,8
��������
������ ���������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� �"�'�� �!"����(
� �)��� � �����
���� ��� ��
(��� �*+��+���,�
$�-����� ����
���.���� �� &�%
������������������
������������������
��������7*���������
!���%�5��� �������
!���%����������/�����
������������
�����9����9�
��&;� ��.�/�� ����������
�����&�6��&���=
"11� ����������
�-))��/��.$���.����*�0����#.0�1��.��#0*��!����)�0�
��������7*������**,
�������
�������
����*9���9�*
����,*���89*
�7��97����7,���8�7����*�
������������������
�7��97����7,���8�7����*�
'��$)(�),��)2
!���%������������
!���%�6��� �����
!���%�(�&���
��� ���>���+�A���������?
��� ���>�A���������?
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
����� ������������������
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
���� ������������������ �������
���� ������������������ ������
���� ������������������ ������
���� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
���� ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
���� ������������������ ������
���� ������������������ ������
���� ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
���� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
Lobeysa substation
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
������ ������������������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
������ ������������������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ����������������� ������
������ ������������������ ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�(
��
����������������� ���
��� "&$�����"& �������
�����������" ��������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# ��� �# ��� �# ��� ��� �# ��"
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ���������������� ������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������ ����������
������ ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������� ������������������ ������
�������������� ������%������������������������������ �����%�%�&������������������������������"&� �� �������
��������
������ ��������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
��������� ������������������
�( !��
�������
"&
�����%���
���"� ��"
����������������
������������ �� ���!������������"�����
���������������
��"
"&�����
�"&�
!� ! ����� &� ������ ������ ����� ������ �����
!� ! ����� &� ������ ������ ����� ������ �����
!� ! ����� &� ������ ������ ����� ������ �����
!� ! ����� &� ������ ������ ����� ������ �����
����������������� ������������ ������%������������������� ����������%����
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
������������������������
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
����� ������ ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ������
����� ������ ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ������
����� ������ ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ������
����� ������ ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
����� ����� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
�������#� �# ��� �# ��� �# ��� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(��������( ��
��
����&��
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
������ ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
��������������������
���%� ������
���
��������
������
�� ���
'��������������
������
������
������
����
! ����� &�
$�����
����%
������
�����
������
������
������
������
�����
��������������������
���(������
��� ���������������
��� ���������������
��� ��%����
��� ��%����
� ���������(�����
���� ���
���� �� ���� �� ������
���������������
�������#� ���� �������������� ����� ���� ��������� '���������� ���������
����� ������� ��� ���%���������� ��� ��������� �������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
���������������
�������#� ���� �������������� ����� ���� ��������� '���������� ���������
����� ������� ��� ���%���������� ��� ��������� �������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
���������������
�������#� ���� �������������� ����� ���� ��������� '���������� ���������
����� ������� ��� ���%���������� ��� ��������� �������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
���� ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
���������������
�������#� ���� �������������� ����� ���� ��������� '���������� ���������
����� ������� ��� ���%���������� ��� ��������� ������
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
������ ����� ������� ��� ���%������� ��������� �����
��������
������ ��������������������
�������
���� ���
������ �� !"��#$
��%���&� !"��#������
� ����� � �����
���� ��� ��
(��� �����������
$������� ����
�������� �� &�%
������������������
������������������
��������������������
!���%����� �������
!���%����������������
������������
������������
��&�� ������� ����������
�����&����&����
"� ����������
������/���$����������0����#�0�1�����#0���!������0�
�������������������
�������
�������
������������
������������
��������������������������
������������������
��������������������������
'��$�(������2
!���%������������
!���%����� �����
!���%�(�&���
��� ��������������������
��� ����������������
S30T4,CNR2
500 kVA
Bus3
S30T2,Kingaling500 kVA
S30T3,Hospital1500 kVA
S30T1,CNR1
500 kVA Bus35311 kV
95.67 %
Bus35411 kV
95.42 %
Bus34811 kV
96.14 %
Bus34611 kV
96.15 %
Bus35111 kV
95.7 %
Bus47811 kV
95.68 %
Bus34911 kV
96.14 %
Bus47911 kV
96.13 %
S30T1,CNR1
11 kVBus354
1500 kVAS30T3,Hospital
500 kVAS30T4,CNR2
11 kV500 kVA Bus478
11 kVBus349 11 kV
Bus353
11 kV
Bus34611 kV
Bus348
Bus3
500 kVABus47911 kV
S30T2,Kingaling
11 kVBus351
111
111 308.6
421.5
307.8
308.7
43.9
43.9
553.4
87.1
131
43.9
95.68 %
96.13 %
95.67 %
96.14 % 95.7 %
95.42 %
96.15 %
96.14 %
One-Line Diagram - OLV1=>11kV Feeder III (Load Flow Analysis)
page 1 11:33:31 Nov 06, 2019 Project File: ETAP Wangdue
Hotel Pema K,500 kVA
S50T4,VTISamthang
500 kVA
S50T3,Thangu
250 kVA
S50T30,Omtokha
125 kVA
S50T6,Lumpa
25 kVA
S50T5,Matholungchu
25 kVA
S50T11,Rinchengang
500 kVA
S50T10,L.Market
500 kVA
S50T9,RNRC
250 kVA
S50T37,L.Town
750 kVA
S50T7,BajiHS
500 kVA
S50T11,RBA
500 kVA
S50T8,DrukSeed
315 kVA
S50T36,TshokhanaB
63 kVA
S50T2,Wongjukha
250 kVA
S50T1,TshokhanaA100 kVA
Bus3
S50T31,Dorangthang
63 kVA
Bus46711 kV
91.27 %
Bus46911 kV
91.19 %
Bus47311 kV
90.94 %
Bus47111 kV
91.23 %
Bus45911 kV
91.43 %
Bus46111 kV
91.3 %
Bus46411 kV
91.28 %
Bus46211 kV
91.29 %
Bus39711 kV 90.36
%
Bus40011 kV
90.14 %
Bus40311 kV 90.04
%
Bus41111 kV 89.98
%
Bus40911 kV 90.03
%
Bus40511 kV
89.94 %
Bus40711 kV
89.92 %
Bus40111 kV 90.12
%
Bus39911 kV 90.32
%
Bus46511 kV
91.32 %
Bus39511 kV
91.5 %
Bus39411 kV91.73
%
Bus39611 kV 90.66
%
Bus39311 kV
92.09 %
Bus39111 kV92.52
%
Bus38811 kV
93.54 %
Bus38911 kV
95.47 %
Bus39011 kV
95.44 %
63 kVA
11 kV
Bus3
S50T31,Dorangthang
Bus390
S50T1,TshokhanaA100 kVA
Bus39111 kV
S50T36,TshokhanaB
63 kVA11 kVBus393
S50T2,Wongjukha
11 kV
250 kVA11 kVBus394
Bus395
Bus38911 kV
11 kVBus388
11 kVBus396
S50T9,RNRC
11 kVBus409
Bus41111 kV
250 kVA
500 kVA11 kVBus405
S50T11,RBA
S50T8,DrukSeed
315 kVA
Bus407 500 kVA11 kV
S50T10,L.Market
500 kVA
Bus40311 kV
S50T11,Rinchengang
Bus400
S50T37,L.Town
750 kVA
11 kV11 kVBus399
Bus40111 kV
500 kVABus397
S50T7,BajiHS
11 kV
S50T3,Thangu
125 kVA
S50T6,Lumpa
250 kVA
25 kVA
S50T30,Omtokha
S50T4,VTISamthang
11 kV 11 kVBus473Bus467
11 kVBus469
500 kVA
500 kVABus47111 kV
Bus462
11 kV
11 kV
Bus464
11 kVBus459
11 kVBus461
25 kVAS50T5,Matholungchu
Hotel Pema K,
Bus46511 kV
51.5
147
125.2
21.5
21.6 168.7
21.6
125.2
51.5
396.4
129.6
86.5
179.9
180
592.4
309.9
353.1
266.2
353.3
750.5 266.3
592.7 1019
1616
3087
506.6
2146
3246
145.6
35.5
930.3
57.4
65.2 3434
331465.1
3527
276.4
429.9428.4 429.5
759.5481.7
90.36 %
90.12 %
89.92 %
90.32 %
89.94 %
90.14 %
90.04 %
89.98 %
90.03 %
91.3 %
91.23 %
91.29 %
91.19 %
91.27 %
90.94 %
91.28 %
91.43 %
92.52 %
91.32 %
95.47 %
93.54 %
91.5 %
91.73 %
92.09 %
95.44 %
90.66 %
One-Line Diagram - OLV1=>11kV Feeder V (Load Flow Analysis)
page 1 11:35:50 Nov 06, 2019 Project File: ETAP Wangdue
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
����� ������������������
��
��
����������������� ���
���� "& $�����"& �������
�����������" ���������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# �� �# �� �# �� �� �# ��"
���� �88����8��������� ������
���8 ����������8������� ���8��
���� �8�������������� ������ �����8 ������ ������ ������
���� ���������������� ������ ������ ������
����� ����8������������ ������ �����8 ������ ������ ����8�
����� �8��8������������ ������
����� �8�������������� ������ �����8 ������ ������ ������
����� �8��������������� ������ ������ ������ �����8 ������
����8 �8��������������� ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ���8��
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ����8�
����� ����8������������ ������ ������ ����8� ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ �����8 ������
����� ��8�8������������ ������ ������ ������ ������ �����8
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ����8�
����� ����8������������ ������ ������ ������ ������ ������
����8 ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ �����8 ������ ������ ������
����� ��������8������� ������ ������ ������ ������ ����8�
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ����8�
����� ���8������������ ������
����� ���8������������ ������ ������ ������ ������ ������
����� ���8����8������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����8 ��8����8��������� ������
����� ��������8������� ������ ������ ������ ������ ����8�
����� ��������8������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ��8����8��������� ������
����� ��8�������������� ������
���8� ����������������� ������ �����8 ������ ������ ������
���8� ����������������� ������
���8� ����������������� ������
���8� ����8����8������� ������ ������ ������ ������ ������
���88 ����������������� ������ �����8 ������ ������ ���8��
Phobjikha
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
��
��
����������������� ���
���� "& $�����"& �������
�����������" ���������� ������������ ����
���� ��
�����������
�� �# �� �# �� �# �� �� �# ��"
���8� ����8������������ ���8��
���8� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
���8� ���������8������� ������ ������ ������ ������ ���8�8
���8� ���������8������� ���8��
���8� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������8������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����8 ����������������� ������
����� ����������������� �����8
����� ��8�������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ��8�������������� �����8 ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ����������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����8 ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ �����8 ����8�
����� ���������������� ������ ������ ������ �����8 ������
����� ��������8������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
����8 ����������������� �����8
����� ����������������� ������ ������ ����8� ������ �����8
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ���8��
����� ����������������� ������ ������ ������ ����8� ������
����� ����������������� ������ ������ ������ ������ ������
����� ���������������� ������ ������ ������ ������ ������
������������� � ������%�������������<��������������� �����%�%�&������������������������������"& � �� �������
������������� � ������%�������������<��������������&� ����%�%�&���� �������������������������"& � �� �������
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
��������� ������������������
�� !� �
�������
"& �
�� ���%���
���"� ��" �
������������ ����
������������ �� ���!������������"�����
����������� ����
���"
"& �����
�"& �
���%�� ���%� ��8���� ������ ������
���%�� ���%� ��8���� ������ ��8���
���%�� ���%� ��8���� ������ ������
���%�� ���%� ��8���� ����� �8���
���%�� ���%� ��8���� �8��� �����
���%��� ���%� ��8���� ����� �����
���%��� ���%� ��8���� �����8 ������
���%��� ���%� ��8���� ����� ���8�
���%��� ���%� ��8���� ���8� �����
���%��� ���%� ��8���� ����� �����
���%��� ���%� ��8���� ������ ����8
���%��� ���%� ��8���� ��8��� ������
���%��� ���%� ��8���� ����8 �����
���%��� ���%� ��8���� ������ ������
���%��� ���%� ��8���� ����� �����
���%��� ���%� ��8���� ����� ���8�
���%��� ���%� ��8���� ������ ������
���%��� ���%� ��8���� ����8 �����
���%��� ���%� ��8���� ������ ��8���
���%�8� ���%� ��8���� ����� ����8
���%�8� ���%� ��8���� ������ ������
���%�88 ���%� ��8���� ����� ����8
���%�8� ���%� ��8���� ���88 �����
���%�8� ���%� ��8���� ���8� �����
���%��� ���%� ��8���� ��8��� �����
���%��� ���%� ��8���� ��8��8 �����
���%��8 ���%� ��8���� ������ ������
!� ! ���� &� ������ ������ ����� ������ �8���
!� ! ���� &� ������ ������ ����� ������ �8���
����������������� ����������� � ������%�����<������������� ������� ���%����
��������
������ ���������������������
�������
���� 8�
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
������������������������
�������#� �# �� �# �� �# �� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(���������� � �
��
����&��
���� ����� ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ����8�
���� ����� ������ ����� �����!� ������ ������ ������ ����8�
���� ���� ����� ����� ��������%�� ������ ����8� ������ ����8�
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ���8������ ������ �����8 ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���8 ���� ����� ����� ���������� �����8 ���8�� ������ ���8��
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ����8� ������ ����8�
�8�� ���8 ����� ����� ����������� ������ ���8�8 ������ ���8��
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����8������ ������ �����8 �����8 �����8
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ����8� �����8 ����8� �����8
���� ���� ����� ����� ��������%�8� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%�8� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ �����8 ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ �����8 ������ �����8
���8 ���8 ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ���������8� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����� ����� ���������8� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%�88 ����8� ������ ����8� ������
���� ���8 ����� ����� ���������8� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����8���%�8� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ����8� ������ ����8�
���� ���� ����� ����� ��������%�8� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����� ����� ����������� ������ �����8 ������ ������
���� ���� ����� ����8 ����������� �����8 ������ �����8 ������
���� ���� ����8 ����8 ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����8 ����� ����������� ������ ������ ������ ������
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
�������#� �# �� �# �� �# �� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(���������� � �
��
����&��
���� ���� ����� ����� ����������� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����� ����� ����������8 ������ ������ ������ ������
���� ���� ����8 ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��8 ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���8 ����� ����� ���8������� ���8�� ����8� ���8�� ����8�
���� ���� ����� ����� ����������� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����8 ����������8 ����8� ������ ����8� ������
���� ���� ����8 ����� ����������� ����8� ������ ����8� ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����������� ����8� ������ ����8� ������
���� ���� ����� ����� ����������8 ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ����8� ������ ����8�
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ����8� ������ ����8�
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����8 ���������� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����8 ����8 ��������%��� ������ �����8 ������ �����8
���� ���� ����8 ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ����8������� �����8 �����8 �����8 ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� ������ ������ ������ ������
���� ���8 ����� ����� ������������ �����8 �����8 �����8 ������
���� ���� ����� ����� ��������%��� �����8 ������ �����8 ������
���� ���� ����� ����� ������������ ������ ������ ������ ������
���� ���8 ����� ����� ���8����%�� �����8 ������ ������ ������
�8�� ���� ����� ����� ��������%�� ����8� ������ ������ ������
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
�������#� �# �� �# �� �# �� � �& !�
$���%������$��& ��%$�������$��& �� '����(���������� � �
��
����&��
���� ���� ����� ����� ��������%�� ������ ������ ������ ������
���� ���� ����� ����� ��������%�� ������ �����8 ������ �����8
����� �����
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
��������������������
���%� �����������
���
)���������������
�����������
�� ���
'��������������
�����������
�����������
�����������
����
! ���� &�
$�����
����%
�����������
����� �����
������������
�����������
�����������
�����������
�����
*����������+��������
���(������
��� <��������������
�� <�����������<��
��� ��%����
�� ��%����
� �������������
���� ���
��� �� C��� �� ������ �����
��������
������ ���������������������
�������
���� ��
������ �� !"��#$
��%���&� ����)����
� �)��� � �����
���� ��� ��
���� �����������
$������ ����
������� �� &�%
������������������
������������������
�������������������
!���%����� �������
!���%����������������
������������
������������
��&�� ������ ����������
�����&����&����
" � ����������
��))�����.$���.����*������#.�����.��#�*��!����)���
�������������������
�������
�������
����8�����8�
����8�������
��8��������������8������
������������������
��8��������������8������
'��$)(�)���)2
!���%������������
!���%����� �����
!���%���&���
��� ��������������������
��� ����������������
Cable17
S90T15,GangteyShedra250 kVA
S90T13,Gela63 kVA
S90T14,Kumbu25 kVA
S90T13,Changchey25 kVA
S90T12,Changchey63 kVA
S90T7,Pangkarpo25 kVA
S90T6,Sangtana100 kVA
Cable29
Cable27
S90T10,GangteyLhakhang125 kVA
Cable25
Cable23
Cable19
Cable21
S90T17,Semchupara63 kVA
S90T11,GangteyVillage250 kVA
S90T5,Mole B25 kVA
Cable37
S90T3,Mole A25 kVA
S90T2,Gakiling100 kVA
Cable31
Cable33
Cable35
S90T9,BeytaShed125 kVA
S90T4,Mang25 kVA
S90T1,Hotel Dewachen315 kVA
Cable15
Bus4
S90T8,Tokha250 kVA
Bus7111 kV
79.63 %
Bus7011 kV
79.64 %
Bus6811 kV 79.66
%
Bus6911 kV
79.66 %
Bus5311 kV79.57
%
Bus5411 kV79.51
%
Bus55
11 kV79.45
%
Bus5711 kV 79.45
%Bus5611 kV
79.37 %
Bus5811 kV 79.37
%
Bus5911 kV
79.36 %
Bus6211 kV
79.28 %
Bus6411 kV
79.16 %
Bus66
11 kV79.14
%
Bus6711 kV79.13
%
Bus6511 kV
79.13 %
Bus6311 kV 79.27
%Bus6011 kV
79.35 %
Bus61
11 kV
79.35 %
Bus5111 kV 79.68
%
Bus5011 kV 79.69
%
Bus5211 kV79.65
%
Bus4811 kV79.98
%
Bus4911 kV
79.98 %
Bus4711 kV 80.08
%
Bus4511 kV 80.36
%
Bus4611 kV 80.36
%
Bus44
11 kV 80.52 %
Bus4311 kV 80.88
%
Bus4211 kV
81.42 %
Cable19
S90T13,Changchey25 kVA
Bus6511 kV
63 kVAS90T12,Changchey
250 kVAS90T14,Kumbu
11 kV25 kVA Bus67S90T15,GangteyShedra
11 kV
Bus64Bus63
11 kV
Bus60
Bus62Cable21
11 kV
11 kV
S90T13,Gela63 kVA
11 kVBus66
250 kVA
63 kVAS90T17,Semchupara
Bus61
11 kV
Bus5911 kV
Cable17
S90T9,BeytaShed125 kVA
11 kV
11 kVBus56
Bus6911 kV
S90T7,Pangkarpo25 kVA
S90T6,Sangtana100 kVA
S90T8,Tokha250 kVA
11 kV
S90T11,GangteyVillage
Bus58
11 kV
11 kV
Bus55
Bus57
Cable27
Bus54
Bus68
Cable33
11 kV
Bus7111 kV
Cable23
125 kVAS90T10,GangteyLhakhang
Cable25
Bus5311 kV
Cable29
Bus7011 kV
Cable31
S90T2,Gakiling100 kVA
11 kVBus43
S90T1,Hotel Dewachen
25 kVAS90T5,Mole B
S90T3,Mole A25 kVA
11 kV
Cable35
Bus52
Bus4911 kV
Bus45
11 kVBus47
25 kVA
11 kV
S90T4,Mang
11 kVBus48
Bus46
Cable37
11 kV
Cable15
Bus4
11 kVBus42
Bus44
315 kVA11 kV
11 kVBus50
Bus5111 kV
16.4j10.2
13.2j8.06
13.2j8.19
16.4j10.2
13.2j8.18
129.7j79.4
6.91j4.28
113.2j69.3
3.91j2.42
3.91j2.42
13.5j8.38
188.1j115.1
248.5j151.1
201.9j123.5
14.2j8.81
202j123.6
14.2j8.79
17.1j10.6
20.6j12.8
17.1j10.6
188j115.1
167.1j102.4
142.9j87.4
20.6j12.8
24.1j14.9
167.2j102.3
17.1j10.6
70.5j43.7
17.1j10.1
18.5j11.3
89j55
18.5j11.5
6.99j4.33
1.58j0.981
251j152.2
6.85j4.24
17.1j10.3
233.9j142.3
31j18.7
6.99j4.33
24.1j14.5
385.1j233.6
84.8j52.6
40.7j25.2
255.4j154.7
297.5j180.2
385.2j233.6
79.13 % 79.14
%
79.13 %
79.27 %
79.16 %
79.35 %
79.45 %
79.36 %
79.28 %
79.45 %
79.37 %
79.37 %
79.63 %
79.35 %
79.69 %
81.42 %
80.36 %
80.36 %
80.88 %
80.08 %
80.52 %
79.98 %
79.98 %
79.51 %
79.66 %
79.65 %
79.57 %
79.68 %
79.64 %
79.66 %
One-Line Diagram - OLV1=>S90 (Load Flow Analysis)
page 1 15:56:25 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
Cable54
Cable52
Cable50
S80T6,Zizi63 kVA
S80T22,Khebeythang25 kVA
S80T7,Shoba63 kVA
S80T12,Chachey25 kVA
Cable48
S80T13,Ziphu63 kVA
S80T5,Gangphel63 kVA
Cable46
S80T14,Zimphel School125 kVA
Cable44
S80T15,Taphu63 kVA
S80T9,U.Kirkhothang16 kVA
S80T16,Nimdosa63 kVA
S80T20,Tamla25 kVA
S80T21,Nimphel25 kVA
Cable41
Cable39
S80T10,Kirkhothang
25 kVA
S80T11,Gupoffice16 kVA
S80T8,L.Kirkhorthang
63 kVA
S80T4,L.Damchen Lhakhang
63 kVA
S80T3,U.DamchenLhakhang2
25 kVAS80T2,Eusa
63 kVA
S80T1,PhobjikhaBHU
250 kVA
Bus4
S80T18,Tangchey Gonpa
125 kVA
S80T19,Khemdro63 kVA
Cable43
S80T17,Jogay63 kVA
Bus4111 kV
79.54 %
Bus40
11 kV 79.52 %
Bus3911 kV79.47
%
Bus38
11 kV
79.27 %
Bus34
11 kV79.21
%
Bus35
11 kV79.06
%
Bus36
11 kV78.98
%
Bus3711 kV 78.96
%
Bus33
11 kV79.15
%
Bus31
11 kV 79.11 %
Bus32
11 kV79.11
%
Bus29
11 kV 79.05 %
Bus30
11 kV79.02
%
Bus28
11 kV79.09
%
Bus27
11 kV79.1 %
Bus26
11 kV79.16
%
Bus25
11 kV79.31
%
Bus2411 kV79.45
%
Bus2311 kV
79.64 %
Bus22
11 kV79.72
%
Bus21
11 kV79.79
%
Bus19
11 kV79.81
%Bus20
11 kV 79.95 %
Bus18
11 kV79.96
%
Bus1611 kV
80.03 %
Bus1711 kV
80.02 %
Bus1511 kV 80.25
%
Bus1411 kV
80.29 %
Bus13
11 kV 80.4 %
Bus1111 kV
80.89 %
Bus12
11 kV80.86
%
Bus1011 kV 81.03
%
Bus2411 kV
Bus23
S80T18,Tangchey Gonpa
125 kVA
25 kVAS80T19,Khemdro
11 kV
63 kVA
S80T20,Tamla
25 kVA
11 kV
25 kVABus22
11 kV
S80T21,Nimphel
Bus21
S80T17,Jogay
Bus25
63 kVA
11 kV
11 kV
63 kVA
Bus26
S80T16,Nimdosa
11 kVBus27
Bus28
Cable44
11 kV
16 kVA
11 kV
Bus33
Bus31
11 kV
Cable46
S80T14,Zimphel School
S80T15,Taphu
11 kVBus30
125 kVA
63 kVA
11 kVBus29
11 kVBus32
Cable48
Cable41
11 kVBus18
Cable43
Bus20
11 kV
S80T9,U.Kirkhothang
11 kVBus1763 kVA
S80T8,L.Kirkhorthang
250 kVA Bus11
S80T1,PhobjikhaBHU
11 kV
S80T4,L.Damchen Lhakhang
63 kVA 11 kVBus16
Bus10
Bus4
11 kV
11 kVBus13
Bus12
11 kV
Bus1511 kV
63 kVA11 kV
S80T2,EusaBus14 25 kVA
S80T3,U.DamchenLhakhang2
Cable39
S80T10,Kirkhothang
S80T11,Gupoffice
11 kV16 kVA Bus19
S80T13,Ziphu63 kVA
S80T12,Chachey25 kVA
Bus38
Cable50
11 kV
Bus35
11 kV
11 kV
Bus34
Bus36
11 kV
63 kVAS80T6,Zizi
11 kVBus39
Bus37
S80T22,Khebeythang25 kVA
63 kVAS80T7,Shoba
11 kV
Cable52
11 kVBus40
11 kV
S80T5,Gangphel
Cable54
Bus41
63 kVA
165.2j97.5
142j83.3
12.9j7.98
33.9j21
199.5j118.5
10.1j6.28
18.3j11.3
18.3j11.2
126j73.6
15.8j9.8
152.3j89.6
17.4j10.8
272j162.8
547.2j330.7
477.1j288.547.2j29.2
23.3j14.4
47.2j29.1
711.1j431.3
160j99.2
248.6j148.4
218j129.8
12.3j7.64
18.7j11.6
12.3j7.64
499j301.2
204.3j125.4
9.59j5.94
83j51.4
30.2j18.7
30.2j18.7
16.2j10.1
42.6j28.8
58.9j38.7
83j51.4
16.2j10.1
21.3j13.2
113.7j66.4
40.5j22
12.1j7.48
21.2j13.1
92.2j53.4
70.7j40.5
10.7j6.62
10.7j6.19
68.5j44.5
50j31
40.8j24.3
30.1j18.7
91j55
41.9j26
160.3j99.5
160.1j99.4
159.7j99.5
202.3j125.4
79.16 %
79.31 %
79.64 %
79.45 %
81.03 %
80.89 %
80.86 %
80.29 %
80.02 %
80.25 %
79.96 %
79.95 %
79.72 %
80.4 %
79.81 %
79.79 %
80.03 %
79.02 %
79.1 %
79.09 %
79.11 %
79.05 %
79.15 %
79.11 %
79.21 %
78.98 %
79.27 %
79.54 %
79.06 %
79.47 %
78.96 %
79.52 %
One-Line Diagram - OLV1=>S80 (Load Flow Analysis)
page 1 15:55:19 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
Cable17
S90T15,GangteyShedra250 kVA
S90T13,Gela63 kVA
S90T14,Kumbu25 kVA
S90T13,Changchey25 kVA
S90T12,Changchey63 kVA
S90T7,Pangkarpo25 kVA
S90T6,Sangtana100 kVA
Cable29
Cable27
S90T10,GangteyLhakhang125 kVA
Cable25
Cable23
Cable19
Cable21
S90T17,Semchupara63 kVA
S90T11,GangteyVillage250 kVA
S90T5,Mole B25 kVA
Cable37
S90T3,Mole A25 kVA
S90T2,Gakiling100 kVA
Cable31
Cable33
Cable35
S90T9,BeytaShed125 kVA
S90T4,Mang25 kVA
S90T1,Hotel Dewachen315 kVA
Cable15
Bus4
S90T8,Tokha250 kVA
Bus7111 kV
79.63 %
Bus7011 kV
79.64 %
Bus6811 kV 79.66
%
Bus6911 kV
79.66 %
Bus5311 kV79.57
%
Bus5411 kV79.51
%
Bus55
11 kV79.45
%
Bus5711 kV 79.45
%Bus5611 kV
79.37 %
Bus5811 kV 79.37
%
Bus5911 kV
79.36 %
Bus6211 kV
79.28 %
Bus6411 kV
79.16 %
Bus66
11 kV79.14
%
Bus6711 kV79.13
%
Bus6511 kV
79.13 %
Bus6311 kV 79.27
%Bus6011 kV
79.35 %
Bus61
11 kV
79.35 %
Bus5111 kV 79.68
%
Bus5011 kV 79.69
%
Bus5211 kV79.65
%
Bus4811 kV79.98
%
Bus4911 kV
79.98 %
Bus4711 kV 80.08
%
Bus4511 kV 80.36
%
Bus4611 kV 80.36
%
Bus44
11 kV 80.52 %
Bus4311 kV 80.88
%
Bus4211 kV
81.42 %
Cable19
Bus6511 kV
S90T12,Changchey63 kVA
25 kVAS90T13,Changchey
Bus67S90T14,Kumbu S90T15,GangteyShedra
11 kV250 kVA25 kVA
Bus6411 kV
11 kVBus63
11 kV
11 kVBus62
Cable21
Bus60
63 kVAS90T13,Gela
Bus66
11 kV
S90T17,Semchupara63 kVA
Bus61
11 kV
250 kVABus5911 kV
Cable17
S90T9,BeytaShed125 kVA
11 kVBus5611 kV
11 kV
S90T6,Sangtana
Bus69
100 kVA
25 kVAS90T7,Pangkarpo
Bus58
S90T8,Tokha
S90T11,GangteyVillage
250 kVA
11 kV
11 kV
Bus55
Bus54
11 kV
Bus57
Cable27
11 kVBus68
Cable33
11 kVBus71
Cable25
S90T10,GangteyLhakhang
Cable23
125 kVA
11 kVBus53
Cable29
11 kV
Cable31
Bus70
S90T2,Gakiling100 kVA
S90T1,Hotel Dewachen
Bus4311 kV
25 kVA
25 kVAS90T3,Mole A
S90T5,Mole B
Cable35
Bus5211 kV
Bus4911 kV
11 kVBus45
11 kVBus47
25 kVAS90T4,Mang
11 kVBus48
11 kV
Cable37
Bus46
Bus4
Bus42
Cable15
11 kV
11 kVBus44
315 kVA
Bus51
11 kV
11 kV
Bus50
113.2j69.313.2
j8.19
16.4j10.2
13.2j8.06
16.4j10.2
129.7j79.4
6.91j4.28
13.2j8.18
3.91j2.42
3.91j2.42
201.9j123.5
188.1j115.1
14.2j8.79
14.2j8.81
13.5j8.38
248.5j151.1
202j123.6
17.1j10.6
142.9j87.4
24.1j14.9
167.2j102.3
20.6j12.8
188j115.1
167.1j102.4
17.1j10.6
20.6j12.8
17.1j10.6
18.5j11.5
18.5j11.3
70.5j43.7
17.1j10.1
89j55
6.99j4.33
233.9j142.3
1.58j0.981
6.85j4.24
6.99j4.33
31j18.7
24.1j14.5
251j152.2
17.1j10.3
84.8j52.6
385.2j233.6
297.5j180.2
385.1j233.6
40.7j25.2
255.4j154.7
79.27 %
79.14 %
79.16 %
79.13 %
79.13 %
79.36 %
79.45 %
79.45 %
79.63 %
79.35 %
79.37 %
79.28 %
79.35 %
79.37 %
79.98 %
80.88 %
80.52 %
80.36 %
81.42 %
79.98 %
79.69 %
80.36 %
80.08 %
79.65 %
79.57 %
79.64 %
79.68 %
79.66 %
79.66 %
79.51 %
One-Line Diagram - OLV1=>S90 (Load Flow Analysis)
page 1 15:55:54 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
Bus4
Cable11
S110T1,Stattion Transform
125 kVA
Bus711 kV 81.43
%11 kV
Bus4
Bus7
S110T1,Stattion Transform
125 kVA
Cable11
5.64j3.49
5.64j3.49
81.43 %
One-Line Diagram - OLV1=>S110 (Load Flow Analysis)
page 1 15:54:48 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
Cable9
Bus4
S120T1,PhobjikhaSchool250 kVA
Bus511 kV 81.41
%
Cable9
250 kVAS120T1,PhobjikhaSchool
Bus4
11 kVBus5
48.9j30.3
48.8j30.3
81.41 %
One-Line Diagram - OLV1=>S120 (Load Flow Analysis)
page 1 15:54:19 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
S90 S130S80S110
S120
T12.5 MVA
Open
From Trongsa S/S2286.307 MVAsc
T32.5 MVA
From Lobeysa S/S2286.307 MVAsc
Bus411 kV 81.43
%
Bus333 kV 83.25
%
2.5 MVA
S110S120
11 kVBus4
S80S130S90
T3
Open
From Trongsa S/S
2286.307 MVAsc 2286.307 MVAscFrom Lobeysa S/S
33 kVBus3
T12.5 MVA
5.64j3.49
48.9j30.3
385.2j233.6
711.1j431.3
380.3j232.9
1541j991.3
770.5j495.7
770.5j495.7
83.25 %
81.43 %
One-Line Diagram - OLV1 (Load Flow Analysis)
page 1 15:53:19 Nov 07, 2019 Project File: Phobjikha
Annexure 5: Feeder Wise Reliability Indices
Sl.No. Year Month Reliability Indices
33 kV Khotokha/Ph
objikha Feeder II
11kV Rinchengang Feeder III
11kV Gaselo
Feeder IV
11kV Bajo Town Feeder V
11kV Hebesa Feeder I
11kV Jala Ula Feeder
III
11kV Rurichu Feeder IV
SAIFI 7.37 0.00 0.89 0.72 0.01 0.52 - SAIDI 8.17 0.00 0.24 0.16 0.48 0.11 - SAIFI 5.96 0.00 0.54 0.72 0.01 0.26 - SAIDI 9.78 0.00 0.34 0.23 0.48 0.19 - SAIFI 6.32 0.00 0.89 0.48 0.02 0.87 0.04 SAIDI 2.45 0.00 0.46 2.56 0.06 2.58 0.06 SAIFI 10.16 0.00 2.68 - - 0.35 0.02 SAIDI 4.37 0.00 2.33 - - 0.51 0.00 SAIFI 5.96 0.00 3.40 - - 0.61 0.02 SAIDI 3.48 - 1.62 - - 0.40 0.01 SAIFI 12.26 0.00 3.03 1.67 - 0.26 0.06 SAIDI 8.55 - 1.83 3.98 - 0.47 0.02 SAIFI 13.64 0.00 2.84 1.91 0.01 0.79 0.29 SAIDI 14.61 0.00 1.98 18.47 0.03 1.47 0.21 SAIFI 8.78 - 2.84 0.72 - 0.35 0.02 SAIDI 4.02 - 1.41 0.62 - 0.85 0.01 SAIFI 4.91 - 2.66 0.60 - 0.18 0.02 SAIDI 2.40 - 2.18 2.17 - 0.18 0.01 SAIFI 6.66 - 2.13 - - 0.17 - SAIDI 3.73 - 1.41 - - 0.80 - SAIFI 5.61 0.00 2.66 0.24 - 0.18 0.02 SAIDI 3.35 0.00 1.57 0.18 - 0.06 0.02 SAIFI 2.80 - 1.24 0.95 - 0.18 - SAIDI 2.70 - 0.46 0.27 - 0.88 - SAIFI 90.42 0.00 25.81 7.99 0.05 4.70 0.49 SAIDI 67.61 0.00 15.83 28.64 1.05 8.50 0.35 SAIFI 5.60 - 1.42 0.71 - - - SAIDI 2.13 - 1.31 0.44 - 0.01 - SAIFI 4.20 0.00 0.53 0.47 - 0.27 - SAIDI 1.09 0.00 0.17 0.52 - 0.15 - SAIFI 6.68 - 1.95 - - 1.14 0.04 SAIDI 3.09 - 1.75 - - 0.75 0.01 SAIFI 0.23 0.00 0.15 0.07 0.01 0.14 - SAIDI 1.27 0.00 0.47 0.07 0.10 1.18 - SAIFI 0.19 - 0.08 0.05 - 0.04 - SAIDI 2.95 - 0.21 0.06 - 0.03 - SAIFI 0.69 0.01 0.53 0.23 0.01 0.18 0.01 SAIDI 4.04 0.01 1.47 1.01 0.01 0.31 0.00 SAIFI 12.51 0.01 0.18 2.79 0.03 1.36 0.03 SAIDI 10.15 0.18 0.62 1.07 0.04 1.59 0.02 SAIFI 12.80 0.01 0.18 2.11 0.04 0.73 0.03 SAIDI 10.33 - - 1.19 0.00 0.50 0.00 SAIFI 8.93 - 2.27 0.69 0.03 0.96 0.28 SAIDI 5.74 - 0.99 0.23 0.02 0.91 0.31 SAIFI 8.46 - 1.25 0.71 - 1.06 0.10 SAIDI 4.53 - 0.42 0.64 0.01 1.50 0.04 SAIFI 8.85 - 0.36 - 0.01 1.24 - SAIDI 4.24 0.00 0.59 - 0.01 0.64 - SAIFI 2.47 - 1.43 0.71 0.01 0.35 0.08 SAIDI 3.61 - 0.44 0.57 0.00 0.23 0.03 SAIFI 71.62 0.03 10.33 8.54 0.15 7.46 0.58 SAIDI 53.17 0.19 8.45 5.82 0.21 7.80 0.42 SAIFI 1.41 - 1.43 0.24 0.01 0.26 0.04 SAIDI 0.23 - 1.75 0.08 0.03 0.02 0.02 SAIFI 6.33 - 2.14 0.71 0.01 0.26 - SAIDI 1.82 - 2.39 0.16 0.00 0.33 - SAIFI 0.43 - 0.19 0.26 - 0.04 0.02 SAIDI 1.61 - 0.14 0.44 - 0.07 0.01 SAIFI 0.23 - 0.18 0.07 0.02 0.15 0.03 SAIDI 1.27 - 0.64 0.07 0.11 1.20 0.26 SAIFI 0.19 - 0.11 0.05 0.01 0.04 - SAIDI 2.95 - 0.27 0.06 0.02 0.03 - SAIFI 0.09 - 0.07 0.05 0.01 0.04 0.03 SAIDI 0.60 - 0.84 0.04 0.01 0.08 0.03 SAIFI 0.08 - 0.07 0.04 - 0.04 0.05 SAIDI 1.92 - 0.39 0.13 - 0.57 0.14
June
July
October
November
December
Total
2018
January
February
March
April
May
2017
January
February
March
April
May
June
July
August
September
August
September
October
November
December
Total
2016
January
June
July
February
March
April
May
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
Sl.No. Year Month Reliability Indices
33 kV Khotokha/Ph
objikha Feeder II
11kV Rinchengang Feeder III
11kV Gaselo
Feeder IV
11kV Bajo Town Feeder V
11kV Hebesa Feeder I
11kV Jala Ula Feeder
III
11kV Rurichu Feeder IV
SAIFI 0.15 0.01 0.03 0.07 0.02 0.20 0.07 SAIDI 1.38 0.00 0.09 0.18 0.01 0.31 0.05 SAIFI 0.18 - 0.09 0.09 0.04 0.02 - SAIDI 2.13 - 1.59 0.76 0.07 0.07 - SAIFI 0.12 0.00 0.04 - - 0.01 - SAIDI 5.60 0.01 0.34 - - 0.07 - SAIFI 0.12 0.00 0.03 0.02 - 0.01 - SAIDI 2.08 0.00 0.13 0.50 - 0.09 - SAIFI 0.06 0.00 0.02 0.02 0.01 0.10 0.02 SAIDI 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.06 0.01 SAIFI 9.40 0.02 4.41 1.59 0.12 1.17 0.26 SAIDI 21.61 0.01 8.57 2.43 0.26 2.90 0.52 SAIFI 57.15 0.02 13.52 6.04 0.11 4.44 0.44 SAIDI 47.47 0.07 10.95 12.30 0.51 6.40 0.43 SAIFI 11.67 SAIDI 11.16
Average
December
Total
Overall total
August
September
October
November
8
9
10
11
12
Annexure 6: Material Cost for Upgrading single phase (11 kV and 33 kV) Lines to three-phase
Sl. No Name of ESDs
Total Cost in Nu. For upgradation of Line to 3Φ from 1Φ
Total cost in Nu. 11 kV Line in Km 33 kV Line in Km Cost in Nu. Cost in Nu.
1 Bumthang 604,083.80 626,364.17 1,230,447.97 2 Chukhha 1,372,746.06 6,450,371.80 7,823,117.86 3 Dagana − 2,495,645.61 2,495,645.61 4 Haa − 341,755.04 341,755.04 5 Lhuntse 1,648,680.77 6,292,698.01 7,941,378.78 6 Mongar − − − 7 Paro 1,576,599.08 1,663,407.47 3,240,006.55 8 Pemagatshel − 2,467,625.51 2,467,625.51 9 Punakha 612,259.13 8,183,731.48 8,795,990.60
10 S/Jongkhar − 7,593,301.40 7,593,301.40 11 Samtse 2,031,083.74 536,799.03 2,567,882.76 12 Sarpang 756,490.07 1,112,902.61 1,869,392.68 13 Trashi Gang 251,649.96 626,304.45 877,954.41 14 Trashiyangtse 2,207,281.49 2,207,281.49 15 Thimphu 5,228,316.74 - 5,228,316.74 16 Trongsa − 651,860.25 651,860.25 17 Tsirang − 1,693,286.88 1,693,286.88 18 Wangdue 98,146.90 3,133,078.14 3,231,225.04 19 Zhemgang − 5,303,863.16 5,303,863.16
TOTAL 14,180,056.24 51,380,276.50 65,560,332.75
The cost of extending one phase in case of ACSR conductor and AAAC covered conductor were considered and incase of HV ABC, the cost of constructing three core cable has been considered in estimation. Above estimation indicates the total material cost involved in upgrading the existing single-phase line to three phase under each ESD.
The total cost including material cost (Nu. 65 million), transportation cost (Nu. 3.47 million) and labor cost (Nu. 28 million) will amount to Nu. 97 million.
11 kV and 33 kV Single-phase Line Length in km under each ESD
Sl. No Name of ESDs 11kV 1Φ Line (km)
33kV 1Φ Line (km)
Total 1Φ Line (km)
1 Bumthang 6.96276 5.6246 12.58736 2 Chukhha 21.569 78.274 99.843 3 Dagana 0 30.527 30.527 4 Haa 0 4.391 4.391 5 Lhuntse 18.7075 80.851 99.5585 6 Mongar 0 0 0 7 Paro 24.772 14.937 39.709 8 Pemagatshel 0 31.705 31.705 9 Punakha 9.62 58.4 68.02
10 S/Jongkhar 0 93.672 93.672 11 Samtse 31.913 6.897 38.81 12 Sarpang 11.8862 14.299 26.1852 13 Trashigang 3.954 8.047 12.001 14 Trashiyangtse 0 28.36 28.36 15 Thimphu 5.93 0 5.93 16 Trongsa 0 5.383 5.383 17 Tsirang 0 21.756 21.756 18 Wangdue 1.01 29.7 30.71 19 Zhemgang 0 66.785 66.785
TOTAL 136.32446 579.6086 715.93306
Annexure-7: Material Cost of three phase (3Φ) Transformers
Sl. No
Name of ESDs
Cost for replacement of single-phase transformers and distribution boards
with three-phase Total cost in Nu.
11 kV transformers 33 kV transformers
Cost in Nu. Cost in Nu. 1 Bumthang 421,565.09 132,535.04 554,100.14 2 Chukhha 956,241.73 9,144,917.99 10,101,159.72 3 Dagana − 6,361,682.08 6,361,682.08 4 Haa − 3,048,306.00 3,048,306.00 5 Lhuntse 731,506.19 8,747,312.86 9,478,819.05 6 Mongar 182,876.55 4,108,586.34 4,291,462.89 7 Paro 836,897.46 1,060,280.35 1,897,177.81 8 Pemagatshel 91,438.27 6,759,287.21 6,850,725.48 9 Punakha 274,314.82 4,771,261.56 5,045,576.38 10 S/Jongkhar − 15,506,600.07 15,506,600.07 11 Samtse 6,674,993.95 4,241,121.39 10,916,115.34 12 Sarpang 2,053,501.01 3,445,911.13 5,499,412.14 13 Trashi Gang 906,662.46 4,903,796.60 5,810,459.06 14 Trashiyangtse − 4,638,726.52 4,638,726.52 15 Thimphu 723,785.91 − 723,785.91 16 Trongsa 91,438.27 3,445,911.13 3,537,349.40 17 Tsirang − 5,168,866.69 5,168,866.69 18 Wangdue 182,876.55 1,457,885.48 1,640,762.02 19 Zhemgang 105,391.27 11,928,153.90 12,033,545.17
TOTAL 14,233,489.55 98,871,142.33 113,104,631.87
Here the existing single-phase transformers and distribution boards were replaced by three phase system, therefore the estimation includes the cost of three phase transformers and distribution boards. In line with Distribution Design and Construction Standard (DDCS) 2015, the transformer capacities according to voltage level are standardized as shown below:
33 kV System 11 kV System
3 Φ 1Φ 3 Φ 1Φ
25 kVA 25 kVA, 16 kVA 25 kVA, 16 kVA 25 kVA,16 kVA, 10 kVA
Therefore, during the estimation, on 33 kV system, the cost of 25 kVA transformers was taken for 10 kVA and 16 kVA transformers and for 11 kV system, the cost of 16 kVA transformers was taken for 10 kVA ratings. The total cost for replacing the 1-phase transformers under whole ESD including transportation cost (Nu. 2.6 million) and labor cost (Nu. 70 million) is Nu. 186 million. Therefore, the total cost under this option will amount to Nu. 283 million.
11 kV & 33 kV Single-phase Transformers used under each ESD
Sl. No
Name of ESDs
TRANSFORMERS (Nos.) 11/0.240 kV 33/0.240 kV
10 kVA 16kVA 25kVA 10 kVA 16kVA 25kVA 1 Bumthang − − 4 − 1 − 2 Chukhha 2 5 3 19 31 19 3 Dagana − − − 4 43 1 4 Haa − − − 8 13 2 5 Lhuntse 3 5 − 3 19 44 6 Mongar 2 − 12 17 2 7 Paro 5 3 1 6 2 − 8 Pemagatshel − 1 − 4 8 39 9 Punakha 1 2 − 2 5 29
10 S/Jongkhar − − − 18 24 75 11 Samtse 15 58 − − 32 − 12 Sarpang 10 9 3 9 8 9 13 Trashi Gang 3 − 6 − − 37 14 Trashiyangtse − − − 16 19 − 15 Thimphu* − 1 6 − − − 16 Trongsa 1 − − 9 17 − 17 Tsirang − − − 7 32 − 18 Wangdue 1 1 − − 2 9 19 Zhemgang − − 1 27 36 27 TOTAL 41 87 24 144 309 293